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Resultados efectivos del proceso de la Nacionalización contemporánea Capítulo 2 Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

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Resultados efectivos del proceso de la Nacionalización

contemporánea

Capítulo 2

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190 191RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

l vigente proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos constituye el hecho político fác-tico más legítimo del Estado Plurinacional de Bolivia en toda su historia, al haber materializa-do la firme determinación de las grandes mayo-rías populares para consolidar la recuperación y administración de los recursos naturales, cer-tificando la decisión en dos referendos nacio-nales y su plena legalidad en la nueva Constitu-ción Política del Estado. La tercera Nacionalización de los Hidro-carburos en Bolivia, aprobada por el presidente Evo Morales Ayma, trasuntó en una política de-mocrática de Estado cuya eficacia se refleja en el desarrollo de la industria petrolera nacional que se ha robustecido a una escala nunca antes vista. En poco más de un quinquenio de ejer-cicio de este proceso, la administración esta-tal del gas y el petróleo, la historia y el pueblo boliviano comprobaron los resultados de esta trascendental decisión que ha reparado una deuda histórica al restituir el inalienable domi-nio nacional sobre los recursos hidrocarburífe-ros que hoy impulsan el desarrollo económico boliviano.

El fundamento político nace en la lucha del pueblo boliviano iniciada en varias jornadas históricas en la década del 2000 frente a un ré-gimen privado transnacional de explotación de los recursos naturales que consiguió acceder a un escaso sistema impositivo en relación con las élites políticas de partidos tradicionales de derecha que implantaron el régimen liberal o neoliberal. La legitimidad de la Nacionalización ac-tual nace en octubre de 2003, cuando el pueblo movilizado se opuso a la exportación del gas natural por puertos de ultramar, reclamando su industrialización y aprovechamiento interno y posible exportación, pero con valor agregado. El resultado de aquella gesta social derivó en el alejamiento del gobernante Gonzalo Sánchez de Lozada, propiciador de la desnacionalización de las empresas del Estado y la privatización de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos. El histórico Decreto Supremo Nº 28701 “Héroes del Chaco” posibilitó la restitución de todo el patrimonio de YPFB, con la recupera-ción de sus empresas privatizadas y capitaliza-das; empero lo más importante, su refundación y consolidación como la Corporación Produc-

E

La Nacionalización,el hecho político más legítimo

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tiva más importante de propiedad de todo el pueblo boliviano que hoy genera los mayores ingresos del país, administra con responsabili-dad el excedente económico, controla y parti-cipa en toda la cadena de producción nacional de los hidrocarburos. Además, abastece al mer-cado interno y externo, define precios, busca nuevos mercados e impulsa la industrialización de los hidrocarburos en el territorio nacional. El decreto nacionalizador completó un ciclo de amplio beneficio socioeconómico y ha trasuntado en la nueva Constitución Política del Estado que define un nuevo régimen de los hi-drocarburos, estableciendo la propiedad inalie-nable e imprescriptible del gas natural y el pe-tróleo en cualquiera de sus formas, confiriendo a YPFB la responsabilidad de su administración y el desarrollo de la industria hidrocarburífera.

Esta norma trascendental protege el interés colectivo frente a futuros intentos de privatiza-ción bajo pena de represalia fiscal por “traición a la patria”. En poco tiempo, se puso en marcha un Proceso de Cambio, el de la Revolución Demo-crática Cultural que refundó al país y sentó las bases del Estado Plurinacional. La Nacionaliza-ción de los Hidrocarburos se constituyó en el eje de este proceso, al revertir el inconstitucio-nal y arbitrario régimen de entrega del control y la dirección de este recurso estratégico, con-virtiéndose en fuente de dignidad, soberanía y desarrollo del país, al atender la decisión del pueblo –a través de sus luchas históricas– de que la riqueza que posee nuestro país sea uti-lizada pensando ante todo en las bolivianas y bolivianos.

Dominio y control sobre los hidrocarburos bolivianos

Obedeciendo el mandato del soberano, Evo Morales promulgó el histórico Decreto Supre-mo Nº 28701, el 1 de mayo de 2006, y nacio-nalizó los hidrocarburos. Desde entonces, el Estado recuperó la propiedad, posesión y con-trol total y absoluto de los recursos hidrocarbu-ríferos después de medio siglo de explotación y privatización neoliberal en Bolivia. Con la vigencia de la política de Naciona-lización de los Hidrocarburos, las compañías petroleras que operan en Bolivia ya no tienen la propiedad de los hidrocarburos nacionales y están obligadas a entregar, en propiedad –valga la redundancia- toda la producción de hidrocar-buros a YPFB. La estatal petrolera reactivada asume la comercialización del gas y el petróleo de pro-piedad boliviana, definiendo las condiciones volúmenes y precios, tanto para el mercado interno como para la exportación e industria-lización, como ordena el artículo segundo del decreto nacionalizador. “Con estas medidas ya no existe esa falsa dicotomía que se daba en el período de la pri-vatización, cuando se decía que el Estado Bo-liviano era el propietario de los hidrocarburos en el subsuelo y la empresa privada era dueña de estas riquezas nacionales en la superficie”, como explica Carlos Villegas, presidente ejecu-tivo de YPFB.78

A través de la mal llamada capitalización y/o privatización de los hidrocarburos, princi-palmente el gas natural que existe en abundan-cia en Bolivia, fue contabilizado como un activo de las compañías privadas transnacionales, era

78 MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA,La Nacion-alización del Siglo XXI. 111 años de historia petrolera en Bolivia. 2007 , Pág. 178.

considerado de su propiedad y registrado como su patrimonio en las bolsas internacionales de valores. Por tanto, ellas decidían cuánto produ-cir, el costo del energético y su destino. Con anterioridad a esta política, cada empresa detentaba para sí un contrato de co-mercialización que le facultaba a tranzar los hi-drocarburos bolivianos, al precio que definían con otras empresas o con los mercados, en este caso Brasil y Argentina. “Dominio y control implican la capacidad que tiene alguien, en este caso el Estado, de disponer, utilizar, usufructuar, gestionar, guar-dar, o vender a quien decida y al precio que de-cida, esos hidrocarburos. Y eso es precisamente lo que se ha hecho a partir del Decreto de Na-cionalización Nº 28701, ‘Héroes del Chaco’, del 1 de Mayo de 2006, que le devolvió al Estado la facultad material, real y efectiva de disposición de esa riqueza natural”, explica el Vicepresiden-te Alvaro García Linera. Desde hace más de cinco años, el uso, destino, precio, función y administración de los hidrocarburos en territorio boliviano, son de exclusiva responsabilidad y dominio del Estado a través de YPFB. No importa que estén bajo tierra, encima de la superficie, en el ducto, en la refinería, en una garrafa, donde sea, ese gas y petróleo tienen un único propietario: el Esta-do boliviano y sólo el puede disponer que hace con esos hidrocarburos. A partir de esa fecha, los bolivianos decidimos cuánto, dónde y para qué producir, con qué destino hacerlo y a quién vender.79

79 LINERA GARCIA, Alvaro. El “onegismo” enfermedad infantil del derechismo. 2011. Ed Vicepresidencia del Estado Plurinacional

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La tercera nacionalización fáctica de los hidrocarburos no consignó, a di-ferencia del pasado, la confiscación ni expulsión de las empresas petroleras transnacionales que decidieron perma-necer en Bolivia bajo las nuevas reglas que le impuso el Estado nacional en un contexto de racionalidad económica. En términos conceptuales, el pro-ceso de la Nacionalización contemporá-nea de los Hidrocarburos tuvo que ver, en primer orden de prioridades, con el control absoluto e inmediato del exce-dente económico de los hidrocarburos por parte del Estado boliviano, factor clave de la estatización productiva del gas y el petróleo. La recuperación de los recursos hidrocarburíferos estratégicos para el Estado, se hizo desde adentro de la in-dustria petrolera y gasífera, con el obje-tivo de reformar el sistema y apropiarse de las ganancias. García Linera afirmó que “en el fondo la dicotomía nacionalización o privatización de las riquezas naturales de un país, refleja la lucha a muerte en-tre dos polos opuestos por controlar y usufructuar las ganancias que generan

esas materias primas. Poseer su pro-piedad, pero sin generar las ganancias o que éstas se vayan para otros lados, no sirve a la soberanía y potenciamien-to económico de un país. No contar con la propiedad de las materias primas, pero utilizarlas para controlar la rique-za que generan, le sirve a medias. En cambio, ser propietario (artículo 1 del D.S. 28701) y encima apropiarse de la ri-queza que esas materias primas generan (artículo 4 del D.S. 28701), es la clave del control real, material y efectivo. Y eso es justamente lo que se hizo con el Decre-to de Nacionalización; nacionalizamos las materias primas hidrocarburíferas y, además, nos apropiamos de la riqueza económica que ellas generan por su uso y venta. El Estado boliviano tiene uno de los goverment take (control de la ganan-cia gasífera a favor del Estado) más altos del mundo oscilando entre un 74% y un 90%”.80

De este modo, a tiempo de nacio-nalizar las materias primas hidrocarburí-feras, se instauró un “régimen de control de ingresos económicos”, entretanto

80 Ibidem

La apropiación del excedente económico

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75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

YPFB pudiera refundarse y fortalecerse para operar la propiedad de los hidrocarburos recu-perados, toda vez que la capitalización/privati-zación había defenestrado premeditadamente sus capacidades hasta reducirla a una oficina residual. La Nacionalización efectiva no esperó a que YPFB vaya asumiendo la producción activa de gas para tener el control de la propiedad de los hidrocarburos y de las ganancias de la pro-ducción hidrocarburífera. En este contexto, García Linera rescató la plena validez del artículo cuarto del Decreto 28701, por el cual los megacampos gasíferos que produjeran el 80% de los hidrocarburos en Bolivia, pasaron el 82% del valor de la produc-ción al Estado y el restante 18% se destinaba a la reposición de costos de producción y ren-tabilidad de las empresas que, desde ese mo-mento, eran contratadas para dar servicios al Estado para la extracción de gas a 5.000 metros bajo tierra. “Así, mientras Sánchez de Lozada instituyó la entrega del 82% del valor de la pro-ducción a las transnacionales, el presidente Evo Morales estableció la entrega del 82% al pueblo boliviano”, anotó el Vicepresidente del Estado Plurinacional. La actual administración no podía de-cretar la entrega del 100% al Estado porque el restante 18% corresponde al pago de los costos que implican los estudios de sísmica, la ubicación de las reservas gasíferas, la compra de maquinarias, perforadoras, instalaciones de compresión, de tratamiento de gas, de los otros componentes líquidos, la perforación de la tierra, la contratación de mano de obra (in-genieros, técnicos, obreros) de las empresas de servicio. Aquella disposición fijó una apropiación del valor del gas superior a cualquier otro nivel de apropiación de ingresos por parte del Esta-

do en el mundo, garantizando de esta forma que el beneficiario final de la explotación del gas sea, en primer lugar y sobre todo, el pueblo boliviano. “Ese es en definitiva el objetivo de cualquier verdadera nacionalización, ayer; hoy y siempre”, explicó García Linera. Según el Vicepresidente, en conjunto, la producción de la actividad hidrocarburífera tiene tres componentes. En primer lugar, las propias riquezas hidrocarburíferas en su esta-do natural (su apropiación por parte del Esta-do constituye la base material de la Naciona-lización y es lo que garantiza la propiedad real sobre el uso y destino de los Hidrocarburos). En segundo orden, el excedente o ganancia, el va-lor de producción que esos recursos materiales generan (la apropiación de esta ganancia es el objetivo económico fundamental de la nacio-nalización). En tercer y último lugar, se halla la infraestructura extractiva de los hidrocarburos, las máquinas, las herramientas, los taladros con los que extraen, etcétera. De estos tres componentes, los dos pri-meros -de acuerdo a García Linera- son los que definen si un recurso material están en manos privadas o en manos del Estado. “Ellos constitu-yen la columna vertebral de cualquier naciona-lización de los hidrocarburos en el mundo, y la garantía del control soberano del Estado sobre sus materias primas. En la Rusia Soviética de los tiempos de Lenin, en Cuba actualmente o en Bolivia, con las primeras nacionalizaciones, la soberanía estatal sobre los recursos natura-les hidrocarburíferos y mineros se asienta en la nacionalización de estos dos primeros compo-nentes de la producción”, complementa la au-toridad nacional.81

En relación al tercer componente, Garcia Linera, considera que las nacionalizaciones si-

81 Ibidem

guieron diferentes rutas. En el caso de Bolivia, la historia muestra que la nacionalización de los hidrocarburos con expropiación e indemni-zación de 1969 que incluyó a las máquinas de producción se vio favorecida porque entonces la actividad hidrocarburífera era secundaria y relativamente pequeña pues representaba sólo 3% del PIB y además YPFB contaba con un equipo profesional con capacidad y experiencia para asumir las operaciones de la Gulf Oil. En-tonces las inversiones requeridas para la activi-dad eran moderadas. Otro ejemplo histórico que marca la abso-lutilización irreflexiva de este tercer componen-te -según el Vicepresidente- fue en contra del mismo proceso nacionalizador cuando entre 1981 y 1985, COMIBOL que tenía las minas na-cionalizadas, contaba con la propiedad estatal de los minerales y las maquinarias, pero no se contaba con el control soberano sobre las ga-nancias de la extracción minera. En este esta de situación, la estatal minera experimentó millo-narias pérdidas. En 1983, éstas se estimaron en $us 130 millones y un año después ascendieron hasta $us 355 millones. Debido a la falta de in-versión en tecnología para elevar la productivi-dad, además del desplome de los precios inter-nacionales de los minerales, la minería generó grandes pérdidas para el Estado, situación que al final llevó a la formación de una actitud anti-nacionalizadora que abrió camino a dos déca-das infames de la privatización”. En el mundo, otros ejemplos como la nacionalización leninista y el control sobera-no de la producción hidrocarburífera en Cuba muestran otras rutas más efectivas. En este caso, asumiendo la propiedad de los hidrocar-buros y el control del valor de la producción, de la ganancia de esa riqueza exportada, se les permitió a las empresas contratadas explorar y explotar los hidrocarburos del Estado cubano,

pagándoles una remuneración o ganancias por los servicios prestados al Estado. “Se trata de modalidades modernas de producción de hidrocarburos en las que el Es-tado no pierde nunca la propiedad ni el control sobre los recursos naturales, pero permite mo-vilizar grandes cantidades de inversión (que el Estado no siempre tiene de manera inmediata) de alto riesgo para producir hidrocarburos. Se le retribuye al operador una determinada canti-dad de dinero por sus servicios, por el desgaste de su máquina, pero en todo momento, lo pro-ducido y la riqueza que ésa producción genera se quedan en manos del Estado”.82

En la actualidad, algo parecido se hizo en parte para YPFB al nacionalizar los hidrocarbu-ros; la estatal petrolera asumió la propiedad y el control absoluto sobre el gas y el petróleo; tomó el control sobre la producción, el uso, el transporte y el precio de la producción; esto es ganancias de la producción de los hidrocarbu-ros y en lo que respecta a las máquinas y me-dios de extracción de gas y petróleo, también estableció un régimen mixto. Es el caso de YPFB Chaco y YPFB Andina, que operan campos que YPFB explotaba. En el caso de las empresas operadoras, mediante nuevos contratos, se estableció un régimen de alquiler de servicios en el que YPFB recibe toda la producción de gas y petróleo (como de su propiedad absoluta) y remunera el servicio prestado a las empresas por el uso de sus máquinas y técnicos. De este modo, el Vicepresidente afirma que en ambos casos la Nacionalización está garantizada, la propiedad de los hidrocarburos asegurada, el control de la producción por el Es-tado ejecutada, y la apropiación de las ganan-cias consolidada.

82 Ibidem

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Más aún, en el caso de la contratación de servicios de empresas que extraen el gas y lo entregan bajo propiedad al Estado, existe una ventaja adicional, son los privados quienes movilizan el capital para maquinarias, técnicos y otros insumos, lo cual permite al Estado usar esos recursos en otras áreas de carácter social, gasífero, eléctrico o industrial para generar nuevos ingresos a ser redistribuidos entre el pueblo boliviano. Ahora bien, desde el 1 de mayo de 2006, en Bolivia, ninguna empresa toma decisiones al margen del Estado o YPFB. Las empresas pri-vadas, en aplicación de los contratos de opera-ción, presentan Planes de Desarrollo y Planes de Trabajo y Presupuesto (PTP) que son apro-bados por las autoridades bolivianas. Estos ins-trumentos contemplan programas específicos de inversiones anuales para el desarrollo de la industria nacional de los hidrocarburos.

Las empresas operadoras que prestan servicios al Estado, también reciben costos re-cuperables que representan el pago que hace YPFB a cada empresa que con su maquinaria extrae el gas y se lo entrega en propiedad. Por haber extraído gas natural y petróleo con sus maquinarias se debe retribuir la inversión y los servicios que realizan éstas. Del total de la renta petrolera generada por la comercialización de hidrocarburos a car-go exclusivo de YPFB que es la propietaria, el 50% va para el TGN que transfiere los recursos a municipios, prefecturas, universidades y Fondo Indígena como regalías (18%) e Impuesto Direc-to a los Hidrocarburos (IDH) (32%). En el caso del otro 50% del valor del gas, una parte se destina a YPFB en calidad de par-ticipación, patentes e impuestos al upstream (exploración y explotación), la otra son costos recuperables (pago por maquinarias, imple-mentos, etc.) y el resto constituye pago al titu-

50%

50%

INGRESOS PORHIDROCARBUROS

YPFB

Regalías 18%IDH 32%

Utilidad delTitular

COSTOSRECUPERABLES

Participación de YPFBPatentesImpuestos Upstream

Retribución del Titular,

EstadoBoliviano

TGNMunicipiosPrefecturasUniversidadesFondo

DISTRIBUCIÓN DE LA RENTA PETROLERA EN BOLIVIA

lar o la empresa operadora por el empleo de sus maquinarias, personal, conocimientos, etc. Con la aplicación de la fórmula de la na-cionalización (IDH + Regalías) + Participación de YPFB + Impuestos al upstream + patentes), del total del valor bruto de producción generado por el sector hidrocarburífero, sin descontar nada (ni la retribución al titular), el Estado boli-viano se queda, en promedio con el 74%. Si se desagregan los costos de producción o costos recuperables, el Estado en promedio

se queda con el 90% del total de la ganancia ge-nerada por el sector hidrocarburífero. García Linera pondera: “Ese es el gover-ment Take boliviano, es decir, el beneficio del Estado en términos porcentuales, que sino es el más elevado del mundo, se encuentra entre uno de los más altos. Por su parte, las empresas extranjeras contratadas para brindar servicios, se quedan con el 10% restante de las ganancias del sector”.

Ingresos del Estado bolivianoIDH+ Regalías+ Participación de YPFB + Impuestos Upstream + Patentes

EL GOVERMENTE TAKEIngresos del Estado sobre el total de las

ganancias del sector hidrocarburífero = 90%

De acuerdo a la explicación, el Estado boliviano reconoce costos recuperables an-teriores a la nacionalización. Los actuales vo-lúmenes de gas que (en 2011) han alcanzado un récord de 46,3 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd), constituyente el fruto de las inversiones recientes, pero ante todo de las in-versiones pasadas incluso antes del proceso de la nacionalización, las cuales deben ser recono-cidas. Por ende, los recursos que ha generado esa producción, en opinión de García Linera, “no cayeron del cielo, ni han salido por excavar la tierra con pala, son fruto de exploraciones, perforaciones, extracciones, plantas, maquina-rias, etc., cuyo costo y desgaste hay que recono-cer”. El anexo de los Contratos de Operación firmados entre el Estado y las compañías ope-radoras en 2006, establecen que dentro de los costos recuperables, se tomarán en cuenta las inversiones recientes, así como también algu-nas inversiones realizadas antes de este pro-

ceso. “Y eso es correcto, es sentido común. No se tendrían los enormes volúmenes de gas que hoy tenemos para el consumo interno y la exportación si no hubiera habido inversiones años antes. Considerando solamente las inver-siones después de la nacionalización, a cargo de YPFB, los pocos años de maduración de ellas y su monto aún moderado, es probable que hoy apenas se hubiera podido abastecer el merca-do interno. Por eso se tienen que reconocer los costos de las maquinarias de algunas inversio-nes realizadas antes de la nacionalización, y ello son una parte de los costos recuperables”, pre-cisó el Vicepresidente. El Decreto Supremo Nº 28701, en su úl-tima parte, el artículo cuarto, instruyó la reali-zación de auditorias. A su turno, las compañías petroleras alegaron haber invertido $us 3.673 millones antes de la nacionalización, de los cua-les se habrían depreciado $us 1.084, por lo que adujeron se les debía reconocer $us 2.624 mi-llones.

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Sin embargo, las auditorías del Minis-terio de Hidrocarburos, comprobaron que la inversión anterior a la nacionalización, aún no depreciada fue de $us 2.097 millones que es lo que se reconoció para devolución como costos recuperables a ser pagados en seis años, hasta

2012. Por lo que las maquinarias terminarán pasando a manos de YPFB y ya no se descon-tarán costos recuperables, incrementándose los ingresos para el Estado, revela la segunda autoridad nacional.

combustibles líquidos que precisa el mercado interno sino además el mercado nacional cau-tivo. El 1 de mayo de 2008, Repsol YPF firmó un contrato con YPFB por el cual transfirió el 1.8% de sus acciones al Estado que pasó a controlar 51% de las acciones y, con ella, la dirección de la empresa. El monto total de la transacción fue de $us 6.241.966 millones por 145.162 accio-nes. Una mayor participación en la producción y las ganancias de los megacampos gasíferos, San Alberto y San Antonio y la producción adi-cional en una veintena de campos en opera-ción, es lo que obtuvo Bolivia al firmar este con-trato con los accionistas privados que tuvieron que ceder la directriz estatal de esta empresa estratégica. En 2008, también se crea la empresa YPFB Petroandina SAM como un emprendi-

miento conjunto entre YPFB que posee el 60% de las acciones y la petrolera estatal venezolana PDVSA con un 40%. Su fundación se hizo posi-ble gracias a convenios binacionales alentados por los presidentes Evo Morales y Hugo Chávez. Al fracasar las negociaciones iniciadas por el 51% de las acciones de Chaco y Transredes, el 1 de mayo de 2009, el gobierno nacional opta por recuperar el 99 % del paquete accionario de la transportadora y conforma YPFB Trans-porte; y, a través de ésta, el 51% del paquete accionario de GasTransboliviano (GTB) la em-presa dueña y operadora del gasoducto al Bra-sil en el tramo boliviano (cuyos activos ascen-dían entonces a $us 800 millones), además del 12% de TBG la empresa del tramo brasileño del Gasoducto a Brasil (que posee activos por $us 2.400 millones en total). La inversión en esta operación de transferencia fue de $us 240 mi-llones por una empresa cuasimonopólica que

La reactivación de YPFB

El proceso de la Nacionalización de los Hi-drocarburos hizo posible la reactivación de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), disponiendo su refundación, reestructuración integral, convirtiéndola en una empresa cor-porativa, transparente, eficiente y con control social, como señala el artículo 8 del Decreto Su-premo 28701. Las medidas de capitalización y/o privati-zación estrangularon toda su participación has-ta convertirla en una simple oficina de trámites burocráticos; la estatal petrolera resurgió de sus cenizas, en función del consenso popular expresado en el referendo del gas, y las decisio-nes gubernamentales instruidas para el efecto.Si bien entre 2005 y 2006, la Ley de Hidrocar-buros y el Decreto Supremo 28701, asignan a YPFB un rol protagónico con grandes misiones, el Estado boliviano asumió toda una estrategia para desmontar el esquema privado y recons-truir de sus restos a la petrolera estatal operati-va para dar un salto corporativo. Antes de esto,

una empresa privada en Bolivia prácticamente había cerrado el circuito del sector. Por eso, el Estado decidió tomar el control de la dirección de la producción, transporte, re-finación, almacenaje, distribución comercializa-ción e industrialización de hidrocarburos en el país (downstream) y paralelamente recuperar su plena participación en toda la cadena pro-ductiva del sector. Para el efecto, fue imprescindible rescatar su patrimonio, o sea, las empresas de su pro-piedad que fueron capitalizadas y/o privatiza-das como Andina S.A.; Chaco S.A.; Transredes S.A. y la Compañía Logística de Hidrocarburos Boliviana S.A. en poder de socios privados. La primera empresa en recuperarse fue YPFB Refinación al adquirir el 100% de las accio-nes de Petrobras Bolivia Refinación (PBR) con el pago de $us 112 millones, el 13 de agosto de 2007. El Estado no sólo recuperó las refinerías Guillermo Elder Bell de Santa Cruz y Gualber-to Villarroel de Cochabamba para procesar los

Personal técnico de YPFB Transporte verifica la calidad de ductos.

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controla miles de kilómetros de ductos para la exportación y el mercado interno, además de ser responsable de la terminal de exportación marítima de Arica, Chile. Del mismo modo, al no prosperar las negociaciones por el control de la mayoría ac-cionaria necesaria para controlar Chaco, el Es-tado boliviano decide en 2009 recuperar el 98 de su paquete accionario y fundar YPFB Chaco que opera en 22 campos productores de gas y petróleo, y a través de ella, también obtuvo la totalidad de la propiedad sobre la empresa Fla-magas y la Central Eléctrica Bulo Bulo. En 2010, la estatal petrolera también re-cupera el 100% de YPFB Logística por la cual pagó $us 16.44 millones en el objetivo de recu-perar la capacidad de almacenaje y transporte de líquidos. En esa misma gestión, se adquirió por último la totalidad de las acciones y fundó YPFB Aviación. La estatización de las empresas subsidia-rias propició la reactivación operativa de YPFB Corporación que sustenta el control de la cade-na productiva de los hidrocarburos y opera en

el upstream (exploración y explotación) a través de la Gerencia Nacional de Exploración y Explo-tación de Hidrocarburos de YPFB Casa Matriz, además de YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina SAM. Asimismo, en el downstream con las actividad de transporte de gas y líquidos con YPFB Transporte y YPFB Logística; en tareas de almacenaje y distribución a través de YPFB Logística y YPFB Aviación y en la refinación por medio de YPFB Refinación. A este efecto, en 2011, el Estado había indemnizado en total $us 374,6 millones por la nacionalización de sus empresas petroleras. “Como se evidencia, el Estado tomó una buena decisión con la nacionalización de los hidrocarburos que no sólo le ahorró juicios y abogados por decenas de millones de dólares y un futuro incierto de caer en manos de tri-bunales internacionales que siempre fallan a favor de los privados, sino que además, el pa-trimonio que se recuperó es mayor que la in-demnización, obteniéndose también ganancias significativas que alimentan las necesidades de la empresa (YPFB) y el país”, cita García Linera.

Propiedad de YPFB Corporación en sus empresas subsidiarias

ACTIVIDAD EMPRESA PARTICIPACIÓN ACCIONA-RIA DE YPFB

MONTO PAGADO MM$US

EXPLORACIÓN & EXPLOTACIÓN YPFB ANDINA 50% + 1 6.24YPFB CHACO

FLAMAGAS 98% En negociación

CIA. ELECTRICA BULO BULO

TRANSPORTE YPFB TRANSPORTE 99% 240GAS TRANSBOLIVIANO 50%

LOGÍSTICA YPFB LOGÍSTICA 100% 16.44REFINACIÓN YPFB REFINACIÓN 100% 112DISTRIBUCIÓN YPFB AVIACIÓN 100% En negociación

Fuente: YPFB Corporación

La Nacionalización de los Hidrocarburos posibilitó la recuperación de la empresa Chaco.

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611

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CAPITALIZACIÓN 2001-2005

NACIONALIZACIÓN 2006-2011

UTILIDAD NETA ACUMULADA(EXPRESADO EN MM$)

AGREGADO DE EMPRESAS SUBSIDIARIAS DE YPFB CORPORACION

En pocos años de trabajo, reconstruc-ción y organización, el patrimonio total de YPFB Corporación (YPFB Casa Matriz más empresas subsidiarias), contabilizado hasta el cierre de 2010, ascendió a $us 5.786 millo-nes de dólares, sin duda, el dato representa al grupo empresarial más grande de Bolivia que se halla en permanente crecimiento. Este solo antecedente refleja un gran resultado para el país, fruto de la decisión política acertada de la nacionalización de los hidrocarburos.Tan sólo el patrimonio agregado de las empre-sas subsidiarias de YPFB creció de $us 2.678 millones en 2010 a $us 3.041 millones regis-

trados en 2011, esto incluyen los rubros de ca-pital, reservas y resultados acumulados. En total los recursos que administró YPFB Corporación en sus seis empresas subsidiarias, aumentó de $us 3.901 millones en 2009 a $us 4.034 millones en 2010 y a 2011, alcanzó los $us 4.427 millones. Se puede apreciar un cre-cimiento del 3,7% entre las gestiones 2009 a 2010 y 10% entre 2010 a 2011, según datos oficiales de la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias. La estatal petrolera, generó en el perio-do de la nacionalización de los hidrocarburos (2006-2011) $us 1.596 millones de utilidades netas frente a los 611 millones de dólares en

el último período de la capitalización com-prendido entre el 2001-2005. Las cifras, proporcionadas por la Geren-cia Nacional de Empresas Subsidiarias, mues-tran una diferencia ostensible entre el período de la capitalización y la nacionalización de los hidrocarburos respecto a la administración de YPFB y los resultados alcanzados en ambos procesos. Los datos reflejan a una empresa alta-mente eficiente, rentable y transparente. YPFB Corporación tiene como misión operar y desa-rrollar la cadena de hidrocarburos, garantizan-do el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los contratos de exportación y la apertura de nuevos mercados, generando el mayor valor agregado. Sus utilidades ascendieron de $us 530 millones, en 2009, a $us 784 millones, en 2010, lo cual representa un incremento de al-rededor del 48%. En el año 2010, las seis em-presas subsidiarias de la estatal petrolera han generado $us 240 millones de utilidades. Para 2011, los ingresos netos operacio-nales generaron una utilidad neta de $us 336 millones que representa el 24% de margen (40% más que el año anterior), lo que significa

que en promedio la capacidad de generar ga-nancias a razón de $us 28 millones por mes, en promedio. La información sobre las utilidades corresponde a las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación, independientemente al porcentaje de mayoría accionaria que tiene como accionista YPFB en cada una de sus em-presas. Cabe aclarar que YPFB Petroandina aún no registra resultados porque todas sus activi-dades están orientadas a la fase de inversión exploratoria. En ese sentido, los datos reflejan la tota-lidad de las actividades en cada empresa sub-sidiaria de la estatal petrolera, es decir, no sólo se consideran las operaciones de los contratos petroleros en las empresas del upstream, en las que son titulares, sino también la cuota parte como socias en aquellos contratos pe-troleros operados por otras empresas. Estas cifras demuestran elocuentemente que el proceso de Nacionalización de los Hi-drocarburos y la refundación y reactivación de YPFB Corporación, generaron empresas efi-cientes, dinámicas, rentables y en pleno creci-miento económico.

Patrimonio y utilidades de la estatal petrolera

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206 207RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Fuente: Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación.

Empresas subsidiarias con mayores utilidades

YPFB Andina y YPFB Chaco, las empresas nacio-nalizadas que operan en el upstream (explora-ción y explotación), generaron el 62% de las uti-lidades netas corporativas al nivel agregado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corpora-ción. YPFB Transporte, la mayor compañía esta-tal que operan en el downstream (transporte, comercialización), generó el 27%, seguido de YPFB Refinación con el 11%. Los ingresos netos operacionales genera-ron una utilidad neta de 336 millones de dóla-res que representó casi el 24% de margen.

De acuerdo a los Resultados de Gestión Empresarial 2011 publicado por la Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias (GNES), la utilidad neta al 31 de diciembre de 2011 de YPFB Andina fue de 139 millones de dólares, representando el 41% del resultado final agre-gado de las seis empresas subsidiarias de YPFB Corporación. Mientras que YPFB Chaco generó, duran-te esa gestión, 71 millones de dólares, lo que representa el 21% del resultado agregado a las compañías afiliadas a la estatal petrolera.

UTILIDAD NETA

YPFB Chaco21%

YPFB Transporte27%

YPFB Refinación11%

YPFB Andina41%

YPFB Aviación0%

YPFB Logís�ca0%

La utilidad neta de YPFB Transporte fue de 89 millones de dólares, sumando en 27 por ciento a la utilidad total corporativa de las seis empresas subsidiarias. “La empresa generó una utilidad neta de 89 millones de dólares el 2011. En promedio la capacidad de generar utilidades netas de YPFB Transporte fue de 7.5 millones de dólares/mes durante la gestión 2011”. 83

En conjunto y de manera individual las seis empresas subsidiarias de YPFB Corpora-ción obtuvieron utilidades netas por un monto de 336 millones de dólares, logrando referen-

83 Resultados de Gestión Empresarial 2011, Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación

ciarse como grupo corporativo con indicadores financieros de las empresas más importantes del rubro en Latinoamérica. “En la gestión 2011, las seis empresas subsidiarias y tres afiliadas de YPFB Corporación han logrado obtener utilidades, unas más que otras, que sumadas a las utilidades generadas por YPFB Casa Matriz sitúan a la Corporación entre las empresas más importantes del rubro en Latinoamérica, siendo un claro ejemplo para los inversionistas nacionales y extranjeros del sector petrolero, que en Bolivia existen todas las condiciones para obtener ganancias”, se lee en el editorial de la revista Corporativa difundi-da por la Gerencia Nacional de Empresas Subsi-diarias de la estatal petrolera.

ene feb mar abr may jun jul ago sep nov dicoct

Evolución de la utilidad neta(Expresado en MM$)

ene ffffffeb mmmmmmmmaaaaaar aaaaaabbbrrrrrrr mayyyyyyy junn jul ago sep nov dicoct

2648 54

81109

141

177

218

263

302

333 336

Fuente: Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corporación.

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208 209RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

El grupo corporativo tiene la capacidad de generar efectivo a través de las actividades ope-rativas que ha permitido en la mayoría de las empresas financiar sus proyectos de inversión. Esta liquidez corporativa se ve favorecida por los niveles de disponibilidades con los que cuentan las empresas subsidiarias: YPFB Andina S.A., YPFB Chaco S.A., YPFB Transporte S.A. y YPFB Refinación S.A.

Sin embargo, es importante seguir traba-jando en una estrategia corporativa de finan-ciamiento a largo plazo que permita mejorar el desempeño patrimonial, accediendo a fuentes de financiamiento favorables para la ejecución de los proyectos de inversión que ha proyectado la empresa.

La evolución de las inversiones RESULTADOS (Expresado en millones de dólares)

Inversiones en el sector de hidrocarburos de Bolivia (2001-2011)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

20112010200920082007200620052004200320022001

Como nunca antes se había registrado en la historia económica del país, en el período de la Nacionalización de los Hidrocarburos (2006-2011), YPFB Corporación, sus empresas subsi-diarias y las compañías operadoras privadas ejecutaron una inversión de $us 3.643 millones para el desarrollo de la industria de los hidro-carburos. Prácticamente, las inversiones con la re-cuperación de los hidrocarburos triplican a las efectuadas durante la capitalización y privati-

zación, cuando las compañías transnacionales, pese a ser propietarias de los recursos hidrocar-buríferos nacionales, sólo invirtieron alrededor de $us 1.855 millones, entre 2001 y 2005. En la gráfica, se puede apreciar con cla-ridad el decidido impulso del Estado boliviano que determinó reinvertir las ganancias de la comercialización de los hidrocarburos para el desarrollo de la industria nacionalizada hasta alcanzar una participación superior al 70% en

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210 211RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

un esfuerzo coordinado entre YPFB Casa Matriz y todas sus empresas subsidiarias. Las inversiones en el sector de los hidro-carburos declinaron entre el 2001 y 2005 a su menor expresión, hasta alcanzar un mínimo de $us 247 millones. A partir de 2006, con la nueva gestión estatal éstas comienzan a repuntar pau-latinamente hasta alcanzar su mayor nivel. “El país ha dado saltos importantes en términos cualitativos de la nacionalización. Ahora, claro, este proceso también ha tenido implicaciones en otros aspectos. No solamente se tuvo que definir una nueva norma, nuevas reglas del juego, sino que se tuvo que lidiar con las empresas que tuvieron una actitud de pará-lisis los primeros años, hasta que terminamos todo el proceso”, resume Carlos Villegas, presi-dente de YPFB Corporación. En 2010, se rompe la inercia o el estan-camiento en el sector para inaugurar un nuevo ciclo de inversiones en el sector de los hidrocar-buros, con la aplicación de la Primera Adenda al Contrato de Exportación de Gas a la Argentina que impulsa el sector de los hidrocarburos. Los registros de enero a diciembre de 2011 muestran que YPFB Casa Matriz y sus em-presas subsidiarias invirtieron un total de 779 millones de dólares, mientras que las petrole-ras privadas que tienen contratos de operación en el país ejecutaron $us 514 millones. En el periodo citado, el nivel de inversio-

nes de YPFB, como Casa Matriz, alcanzó a 281 millones de dólares, mientras que 498 millo-nes de dólares fueron ejecutados en proyectos que desarrollan las subsidiarias YPFB Chaco SA, YPFB Andina SA, YPFB Petroandina SAM (So-ciedad Anónima Mixta), YPFB Refinación, YPFB Transporte SA, Gas Transboliviano SA (GTB), YPFB Logística e YPFB Aviación. Las inversiones en el sector de los hidro-carburos en Bolivia alcanzaron su mayor expre-sión histórica, en más de 70 años, al registrar un índice récord significativo que marcó una inflexión en el sector de hidrocarburos, según balance oficial. Este monto es superior en 65,3% respecto de la inversión ejecutada en el año 2010, cuan-do se registró un monto de 782 millones de dólares ejecutados, según la Dirección Nacional de Inversiones y Financiamiento de YPFB. Las inversiones estatales y privadas con-tinuarán desarrollándose en función de planes, programas y proyectos orientados a las activi-dades de desarrollo de campos, exploración, transporte, construcción de plantas de separa-ción de líquidos del gas natural, de refinación, almacenaje, entre otras actividades. Las inversiones dispuestas para el desa-rrollo de la cadena productiva de los hidrocar-buros contribuirán a obtener cada vez mayor producción de gas natural y otros hidrocarbu-ros líquidos asociados.

Nota: Los Contratos de Operación no incluyen las Inversiones de YPFB Chaco y YPFB Andina.

ACTIVIDAD YPFB CASA MATRIZ

EMPRESAS SUBSIDIARIAS

TOTAL YPFB CORPORACIÓN

Contratos Operación TOTAL Porcentaje

Exploración 128 128 86 214 17% Explotación 230 230 428 659 51% Almacenaje 0,6 0,6 0,6 0% Transporte 125 125 125 10% Refinación 14 14 14 1% Plantas de Separación

192 192 192 15%

Redes 82 82 82 6% Comercialización 5,7 5,7 5,7 0% Inv. Menores 1,7 1,7 1,7 0% TOTAL 281 498 779 514 1.293 100%Porcentajes 22% 38% 60% 40% 100%

10%1%

15%

6%

0%

17%

51%

INVERSIONES EJECUTADAS EN EL SECTOR,POR ACTIVIDAD DE LA CADENA 2011

(En porcentajes)

Explotación

ExploraciónComercialización

Redes

Almacenaje 0%

Plantas

TransporteRefinación

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212 213RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Crédito del Banco Central de Bolivia

a solicitud presentada por YPFB mediante nota: YPFB/GNAF-2516 DNF-2827 UTS-1635/2011 reci-bida en fecha 09 de noviembre de 2011”. El crédito para inversión de $us 700 millones de dólares que otorgará el Banco Central de Bolivia (BCB) a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), no proviene de las reservas in-ternacionales ni vulnera la ley del ente emisor.

El 10 de septiembre de 2009, el Banco Central de Bolivia (BCB) otorgó un crédito a la estatal petrolera por $us 1.000 millones para el financiamiento de proyectos establecidos en el Plan de Inversiones 2009-2010 y el desarro-llo de la industria estatal de los hidrocarburos. Un año después, el crédito fue dividido con la creación de la Empresa Boliviana de Industriali-zación de Hidrocarburos (EBIH) que recibió 300 millones, de ese monto, y $us 700.000 millones fueron destinados a YPFB. Sin embargo, el 29 de junio de ese año, a través del Decreto Supremo 0922, se instruye a la estatal petrolera impulsar los proyectos de industrialización, en tanto y cuanto se fortalez-ca la nueva entidad de industrialización. El Presidente Evo Morales facilitó el des-embolso del crédito que es utilizado en pro-yectos de necesidad nacional y seguridad ener-gética. “Los recursos liberados en condiciones concesionales, serán cubiertos con la rentabili-dad de las plantas de separación de Río Grande y Gran Chaco que entrarán en funcionamiento próximamente”, dijo. El préstamo del BCB tiene una tasa de interés del uno por ciento, a 20 años plazo, a partir de septiembre de 2009 con un período de gracia a capital de cinco años, computables a partir del primer desembolso. “Nosotros esta-mos tomando todas las precauciones del caso para que ambas plantas Río Grande y Gran Cha-co tengan una rentabilidad económica, de tal manera que ésa será la forma en que nosotros

vamos a garantizar la devolución del crédito al Banco Central de Bolivia”. 84

El 2010, YPFB Corporación invirtió $us 5 millones (Bs 34,9 millones) en los estudios de ingeniería conceptual y básica del proyecto de separación de licuables Gran Chaco. En la ges-tión 2011 $us 145,9 millones (Bs 1.017 millo-nes) fueron destinados para el inicio de la inge-niería de detalle, procura y construcción de la planta en referencia. La estatal petrolera prevé concluir con dicha construcción en el segundo semestre de la gestión 2013. En la planta de Río Grande, la estatal pe-trolera invirtió el 2010 en los estudios de inge-niería conceptual y básica extendida $us. 4,36 millones (Bs 30, 4 millones). Para el inicio de la contratación de equipos mayores de la planta $us 32,64 millones (Bs 227,5 millones). En la gestión 2011, los recursos del BCB se destinaron en la ingeniería de detalle, procura y construcción de la planta $us 43 millones (Bs 300,6 millones). El primer desembolso del ente emisor de 34,9 millones de bolivianos se realizó el 7 de octubre de 2010 (equivalente a cinco millones de dólares). El 30 de noviembre realizó el dé-cimo segundo desembolso a favor de la estatal petrolera. El 11 de noviembre de 2011 se efectuó el décimo primer desembolso a favor de Yaci-mientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) por el monto de Bs 42.863.443,33 en atención

84 Agencia de Noticias YPFB: “YPFB cubrirá crédito de $us 700 millones del BCB con rentabilidad de Río Grande y Gran Chaco”, 20 de octubre 2010.

Nº Monto (Bs) Fecha

1 34.925.800 7 de octubre de 2010

2 224,993.000 30 de diciembre de 2010

3 84.000.000 21 de marzo de 2011

4 26.985.594 21 de abril de 2011

5 68.320.260 12 de mayo de 2011

6 132.968.260 15 de junio de 2011

7 7.378.558 19 de julio de 2011

8 49.146.283 05 de agosto de 2011

9 34.660.300 08 de septiembre de 2011

10 46.162.487 18 de octubre 2011

11 42.863.443 11 de noviembre de 2011

12 791.682.600 30 de noviembre de 2011

Total desembolsado al 30 de noviembre de 2011: Bs 1.544.086.585

Fuente: Banco Central de Bolivia (BCB)

Detalle de los desembolsos a YPFB

Gestión 2010 $us 37 millones

Gestión 2011 $us 280 millones

TOTAL $us 317 millones

La Ley 1670, del Banco Central de Bolivia, prohíbe al ente emisor otorgar créditos a instituciones del sector público, excepto al Tesoro; con una norma de similar rango, que es otra ley, la Ley Finan-cial. Con ello el aspecto legal queda absolutamente superado y que el objetivo del crédito apunta a mejorar la producción de combustibles en beneficio de la población boliviana. La ejecución financiera del crédito del BCB a YPFB tiene programado un cronograma. El Anteproyecto de Ley de Presupuesto General del Estado (PGE) 2012 establece la entrega de un se-gundo crédito concesional del Banco Central de Bolivia (BCB) a YPFB Corporación por $us 1.307,47 millones destinado a proyectos de industrialización hidrocarburífera que le fueron transferidos por

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214 215RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

A esta estructura fiscal, se suman otros impuestos regulares para todas las empresas en Bolivia como son el Impuesto al Valor Agre-gado (IVA), Impuesto a las Utilidades de las Em-presas (IUE), Impuesto a las Transacciones (IT), RC-IVA y otros que son recaudados por el Ser-vicio de Impuestos Nacionales (SIN). La Nacionalización de los Hidrocarburos beneficia al pueblo boliviano y consolida el control absoluto de la cadena de producción nacional, el excedente económico de los hidro-carburos y el fortalecimiento de YPFB como la primera Corporación nacional que sustenta la economía del país. La renta petrolera obtenida entre 2006 y 2011, bajo administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación, como brazo operativo de la Nacionalización, es superior en más de siete veces, a todos los ingresos de la privatización/capitalización esca-samente conseguidos entre 2001 a 2005. En la etapa neoliberal, con la vigencia de la antigua Ley de Hidrocarburos Nº 1689 que

avaló la capitalización y/o privatización de la in-dustria petrolera boliviana y redujo a YPFB a la mínima expresión, los ingresos para el Estado apenas alcanzaron $us 1.661 millones, garanti-zando ganancias para los privados que poseían el 100 % de la propiedad del gas y el petróleo. Si prevalecía hasta nuestros días este es-quema injusto de apropiación transnacional, establecido por la Ley liberal o neoliberal de hidrocarburos (No. 1689), aprobada por Sán-chez de Lozada, Bolivia sólo hubiese percibido el 18% de la renta petrolera con ingresos de menos de $us 200 millones por año. Un ejercicio teórico realizado por YPFB sobre las recaudaciones que hubiera obtenido el país con el modelo petrolero privado, sola-mente hubiera podido arrojar $us 4.614,8 mi-llones, o sea un tercio de lo que actualmente se percibe por este concepto. Los ingresos generados por el sector hi-drocarburos benefician desde hace más de cin-co años, en forma directa, a las nueve Goberna-ciones del país, 327 municipios, todo el sistema

El aporte de YPFB a Bolivia

la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH). El crédito es el segundo que el ente emisor otorgará a la estatal petrole-ra. El Artículo 18 de la mencionado norma “autoriza al ente emisor otorgar un crédito de hasta Bs 9.100 millones ($us 1.307,47 millones) a favor de la estatal petrolera en condiciones concesionales, con el objeto de financiar pro-

yectos de industrialización en el sector de hi-drocarburos”. El PGE 2012 “autoriza también a YPFB contratar el crédito referido precedente con el BCB, cuya garantía estará constituida exclusi-vamente por la autorización de débito de cual-quiera de las cuentas que la petrolera estatal posea o adquiera”.85

85 LA RAZÓN: “BCB dará $us 1.307 MM a YPFB para industriali-zación”, 24 de noviembre de 2011, sección economía.

El proceso de Nacionalización de los Hi-drocarburos vigente, multiplicó geométrica-mente los ingresos para Bolivia hasta alcanzar los $us 12.424 millones entre 2006 a 2011, los mayores ingresos registrados en toda la historia económica del país.86

“Entre 2001 a 2005, la empresa residual YPFB había aportado al Estado boliviano, so-lamente $us 1.661 millones. En cinco años de nuestra gestión, el aporte es superior Esto es la Nacionalización (…) Quienes afirman que no hay Nacionalización se equivocan”, destacó el Presidente Morales el pasado 1 de Mayo de

86 Para la gestión 2011 se consideran los montos ejecutados al mes de septiembre y proyectados a diciembre. En el caso de Patentes se asume el monto determinado para las áreas detentadas en los Contratos Petroleros vigentes al 1° de enero 2011.

2011, en un acto por el día del trabajador en la Planta de Senkata de YPFB. La bonanza de los hidrocarburos bajo la administración estatal, dinamizó el desarrollo social y económico al beneficiar a más de nue-ve millones de habitantes a través del Tesoro General del Estado (TGE), gobernaciones, mu-nicipios y todo el sistema universitario público, entre otros. La cifra histórica es el resultado de la apli-cación de la fórmula de la nacionalización que suma los ingresos generados por la actividad de comercialización de hidrocarburos (IDH + Rega-lías + Participación de YPFB) además de otros impuestos nacionales deducidos de la actividad económica (Impuestos al upstream + patentes).

La Renta Petrolera a favor del Estado

2001 al 2005 = 1.661 MM$USPromedio = 332

2006 al 2011 = 12.424 MM$US

Promedio = 2070

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

IDH n/a n/a n/a n/a 287,9 682,0 754,2 911,5 927,6 968,2 1.347,5

Regalías 174,6 161,9 211,8 279,9 304,1 385,2 439,4 469,5 515,2 549,7 687,1

Participaciones YPFB - - - - - 282,3 196,0 382,4 268,0 444,0 619,4

Patentes 7,9 8,2 7,3 6,1 4,8 4,8 4,4 5,8 8,0 8,8 9,1

Impuestos Upstream

y otros

40,3 17,8 24,3 47,3 76,3 119,4 138,6 329,3 419,4 264,6 282,4

Total 222,8 187,9 243,4 333,3 673,1 1.473,7 1.532,6 2.098,5 2.138,2 2.235,3 2.945,5

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216 217RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

universitario público y el Tesoro General del Es-tado, desarrollando una vasta red de cobertura en salud, educación e infraestructura social y caminera que mejora la calidad de vida de los bolivianos. Con la reforma estructural impulsada por Evo Morales Ayma en el Parlamento, en el año 2005, se aprobó, pese a la oposición del gobier-no de turno, la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 que introdujo, desde el año 2005, la obligación de pago de 32% por concepto del Impuesto Di-recto a los Hidrocarburos (IDH) y 18% por Re-galías y Participaciones, sumando ambos ítems 50% a favor del Estado.

Adicionalmente, la aplicación de los 43 contratos de operación que Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos suscribió con 16 empresas del sector que operan en el país en octubre de 2006, genera participaciones para YPFB y mayores recursos para el Estado, a dife-rencia de la nula asignación de los contratos de riesgo compartido (joint venture) pactados en anteriores gestiones de gobierno. Con un sentido de oportunidad histórica, la reforma para la apropiación boliviana del ex-cedente de los hidrocarburos llegó en el mejor momento pues el ostensible aumento en las recaudaciones tributarias y otras participacio-nes del sector hidrocarburos obedece tanto

al incremento de producción de gas natural, mayores exportaciones a Argentina y Brasil, así como al ajuste trimestral de los precios de exportación de gas natural que se elevaron en función a la cotización del crudo internacional de referencia (WTI). Si se comparan los ingresos obtenidos en los cinco años anteriores a la nacionalización ($us 1.661 millones) con los seis años posterio-res ($us 12.424 millones), la relación muestra que por cada dólar que Bolivia recibía antes, ahora recibe más de siete. Y si bien los precios internacionales fueron favorables, sólo explican el paso de 1 a 3 dólares, por lo que en realidad la nacionalización es la clave de este salto cuali-tativo y cuantitativo, de acuerdo al razonamien-to del Vicepresidente Álvaro García Linera. El proceso de la Nacionalización también cumplió con el objetivo de llevar los recursos del sector de hidrocarburos al pueblo beneficiando de manera directa a los sectores más despro-tegidos y vulnerables de la sociedad como los ancianos y niños, a través de los bonos sociales “Juancito Pinto” para la escolaridad infantil y “Renta Dignidad” para la tercera edad. Estos programas de amplio beneficio social (Bono Juancito Pinto y Renta Dignidad)

beneficiaron al 30,8 por ciento de la población boliviana, equivalente a más de 3,26 millones de habitantes de acuerdo a datos del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. La cobertura del bono de escolaridad Juancito Pinto alcanzó a más de 1,6 millones de estudiantes, representando el 15,9% de la po-blación total. El total pagado por este concepto ascendió hasta alcanzar su máxima expresión con Bs 327,8 millones que se distribuyeron so-bre todo en el eje troncal más poblado. En cuanto a la Renta Dignidad, entre fe-brero de 2008 y diciembre de 2011, el número de beneficiarios alcanzó a 896.470 personas, de los cuales el 83,2% pertenecen a la población no rentista y el 16,8% a beneficiarios rentistas, de acuerdo a las estadísticas oficiales. Al realizar un balance de los cinco años de bonanza económica en el país al influjo del proceso de la Nacionalización de los Hidrocar-buros, el presidente de YPFB, Carlos Villegas, reflexionó que los excedentes que son distribui-dos en el país deben ser empleados en la lucha contra la pobreza, en el marco del paradigma de desarrollo del “Vivir Bien”, contemplado en el Plan Nacional de Desarrollo (PND).

Recaudaciones con y sin ley 3058 y la Nacionalización

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2011 (*)2010200920082007200620052004200320022001

MM

$us

Ley 3058 + nacionalización Ley 3058 sin nacionalización

2945,5

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218 219RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Construcción del Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC).

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220 221RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

El cénit de la producción de gas

En los últimos 12 años, el cénit de la pro-ducción bruta de gas natural se registró en 2011 con un volumen promedio de 45,1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), gracias al di-namismo de las inversiones. Este hecho marca un hito histórico en la producción del energético, pues los volúme-nes de gas se fueron incrementando en todo el periodo de la nacionalización y han permitido cubrir holgadamente las obligaciones con el mercado interno y el mercado de exportación a Argentina y Brasil.

La producción bruta del energético regis-trada en 2011, se incrementó en 13,8% con re-lación a la gestión 2010 y en 191% respecto al período 2000. Para el año 2012 se proyecta una produc-ción del energético de entre 52 a 56 MMmcd, incremento que será sostenido con los nuevos aportes de pozos en desarrollo y el funciona-miento de las plantas de procesamiento de gas natural. Según el “Boletín Estadístico YPFB 2011”, a partir del mes de mayo la producción de gas

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VPACF

natural empezó a incrementarse mostrando los volúmenes promedio más altos los meses de junio a noviembre y alcanzando un máximo de 48,04 MMmcd en julio. De enero a abril y diciembre muestran volúmenes de producción menores debido a que la demanda de gas na-tural en el mercado interno y externo es me-nor en estos períodos por la disminución de la actividad en el sector termoeléctrico debido al funcionamiento de las plantas hidroeléctricas en los sistemas de generación brasileños. La producción de gas natural fue entrega-da en su totalidad a YPFB por las diferentes em-presas que operan los campos bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina, en las que la estatal petrolera cuenta con participación accionaria mayoritaria. “Los campos con mayor producción fue-ron Sábalo y San Alberto que durante la gestión

2011 representan el 31,8% y 25,1% del total de la producción respectivamente. Otros campos que tuvieron una producción significativa son Margarita y Tacobo, cuya producción represen-ta el 6% y el 4,1% respectivamente, además de Vuelta Grande, Bulo Bulo, Yapacaní, Río Gran-de e Itau que representan el 4,0%, 4,5%, 3,4%, 2,6% y 3,0% del total de la producción de gas natural de 2011. La producción del resto de los campos representa un 15,5% del total pro-ducido e incluye a campos con volúmenes de producción menores a 0,61 MMmcd en 2010 y menores a 0,94 MMmcd en 2011”.87 La producción de hidrocarburos líquidos sigue la misma tendencia y alcanzó un volumen máximo de 47,50 (Miles de Barriles por día)

87 Boletín Estadístico YPFB Gestión 2011, La Paz Bolivia 2008, pág 8.

Produccion certificada de petróleo, condensado y gasolina naturalMBdI/día

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222 223RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

222

La adición progresiva de la producción de gas natural y líquidos asociados, permitirá ga-rantizar el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los compromisos de expor-tación a los mercados de Brasil y Argentina y la industrialización de los hidrocarburos. En el contexto de la nacionalización de los hidrocarburos, los contratos de operación sus-critos entre YPFB y las operadoras establecen la obligación de los titulares de presentar Pla-nes de Desarrollo que estipulen las actividades a ser ejecutadas después de la declaratoria de comercialización, o, a solicitud de una actuali-zación para asegurar la eficiente y económica explotación de un campo en área del contrato. En base a ese lineamiento, las empresas operadoras presentan planes de desarrollo a YPFB en los que establecen el nivel incremental de la producción esperada, el plateau (máximo) de producción en el tiempo y las actividades a desarrollar para ese efecto. Una vez aprobado el Plan de Desarrollo, éste se ejecuta a través de los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) que son instru-mentos contractuales anuales donde se espe-cifican actividades y su costo presupuestado en la industria hidrocarburífera. Actualmente, constituyen una prioridad el desarrollo de los megacampos en produc-ción, San Alberto y San Antonio (Sábalo) y las inversiones que garantizan el contrato GSA con Brasil. Del mismo modo, el impulso del Bloque Caipipendi conformado por los campos Marga-rita y Huacaya, además de Itau en el Bloque XX y el bloque conformado por Ipati y Aquío para el cumplimiento del contrato vigente y la aden-da suscrita con Argentina. Según el “Informe Julio – Diciembre 2011” de la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, al 31 de di-ciembre de 2011, se encuentran vigentes 41

Contratos de Operación para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con diferentes empresas petroleras nacio-nales y extranjeras, protocolizados el 2 y 3 de mayo de 2007. “Según Decreto Supremo N° 0676 de 20 de Octubre de 2010, y de acuerdo a lo conte-nido en su Artículo 2° (Reserva y Adjudicación de Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB) de conformidad a lo establecido en la Ley N° 3058, se encuentran en Zonas Tradiciona-les y Zonas No Tradicionales, y están definidas por sus vértices en coordenadas de la Proyec-ción Universal y Transversal de Mercator (UTM, PSAD-56). Las áreas reservadas a favor de YPFB, se otorgan, conceden y adjudican a la indicada empresa estatal a objeto de su exploración y explotación por sí, o en asociación mediante Contratos de Servicio”.88 El 29 de diciembre de 2010, de acuerdo a Ley N° 079, la Asamblea Legislativa Plurinacio-nal aprobó la Cesión del Contrato de Operación para el Área Bloque XX Tarija Oeste Campo Itaú, suscrito entre Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, BG Bolivia Corporation Sucursal Bolivia, Petro-bras Bolivia S.A. y YPFB Chaco S.A., en el marco de la Constitución Política del Estado y la nor-mativa vigente aplicable. De igual manera, el 29 de diciembre de 2010, la Asamblea Legislativa Plurinacional, mediante Ley N° 075 aprobó la Cesión del Con-trato de Operación para el Área Palmar campo Palmar, suscrito en fecha 28 de agosto de 2009, entre YPFB, Dong Won Corporation Sucursal Bolivia – Dong Won y Gas To Liquid Internacio-nal – GTLI, en el marco de la normativa vigente aplicable.

88 Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Informe Julio – Diciembre 2011, pág 61.

Desarrollo de campos productivos

La adenda que firmaron YPFB y Enarsa en 2010 es el instrumento que catapultó las inver-siones hidrocarburíferas en Bolivia y garantiza una producción de 27,7 MMmcd. Este instrumento no sólo estabilizó e in-crementó las exportaciones de gas boliviano con un sistema de garantías recíprocas, sino además concretó la reactivación de importan-tes prospectos hidrocaburíferos, el desarrollo de campos y vasta infraestructura tecnológica para potenciar la productividad nacional.

Este nuevo contexto permitió a Petrobras, Repsol, Total, YPFB Andina, YPFB Chaco (estas dos últimas subsidiarias de YPFB Corporación) y otras empresas operadoras, emprender la per-foración de nuevos pozos para incrementar la producción de gas y líquidos asociados. Estas obras de infraestructura moviliza-ron a cerca de medio centenar de empresas de servicios, maquinaria pesada y miles de traba-jadores, entre ingenieros, técnicos y obreros especializados.

MBbl/día en el mes de julio de 2011. Esta pro-ducción, en promedio, se ha incrementado en 9% en relación a la gestión 2010. La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella pro-ducción medida en el punto de fiscalización de los campos. La producción certificada de condensado en 2011 representa el 69,14% de la producción total y alcanzó los mayores volú-menes promedio en los meses de junio, julio y agosto con 33,57 MBbl/día, 33,92 MBbl/día y 33,34 MBbl/día, respectivamente. El petróleo representó el 10,82% del total producido, alcanzó sus mayores valores los me-ses de enero, julio y septiembre. Asimismo, la

producción de gasolina natural que representa el 20,05% del total, alcanzó sus mayores niveles en octubre y noviembre con 9,66 MBbl/día y 9,65 MBbl/día, respectivamente. El promedio del total de hidrocarburos lí-quidos en 2011 superó a la producción prome-dio de 2010 en 4%. Respecto al 2010, la obten-ción promedio de condensado se incrementó en 3%, la de gasolina natural aumentó en 8% y la de petróleo en 2%. La explotación de petróleo o crudo pesa-do en el último tiempo registró una caída a raíz de la declinación natural de los campos madu-ros o antiguos ubicados particularmente en los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz.

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224 225RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

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0)Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

Page 20: libro-parte-2.pdf

226 227RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍSN

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Documento descargado en www.HidrocarburosBolivia.com

Page 21: libro-parte-2.pdf

228 229RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍSN

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230 231RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Entre las principales actividades de los Programas de Trabajo y Presupuesto para 2011 figuraron la construcción y ampliación de plan-tas, perforaciones de desarrollo, perforación exploratoria, perforación e intervención de po-zos. En el mapa, se ilustra las áreas con Contra-tos de Operación, con Convenios de Estudios, Reservadas para YPFB y Libres. En el objetivo de descubrir nuevas y ma-yores reservas nacionales, en los cuadros 4, 5, 6 y 7, se encuentra información relativa a pozos exploratorios y de desarrollo, perforados y en perforación en la gestión 2011, indicando de

manera general su ubicación, profundidad pro-gramada, alcanzada y estado actual. El desarrollo de los megacampos produc-tivos tiene por finalidad incrementar la produc-ción de hidrocarburos y las reservas certificadas de gas natural, petróleo y otros hidrocarburos asociados. YPFB Corporación enfrenta nuevos desa-fíos energéticos de cara al nuevo milenio con la finalidad de incrementar la perforación de nuevos pozos y el correspondiente crecimiento de la producción hidrocarburífera a corto y me-diano plazo.

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232 233RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Cuadro Nº 5: PERFORACIÓN DE POZOS EXPLORATORIOS (Enero - Diciembre 2011)

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CONTRATOOPERADOR UBICACIÓN

FECHAS PROFUNDIDAD (m) RESULTADO / ES-TADO ACTUALInicio Conclusión Programada Alcanzada

Aquio X-1001 Aquio Total Santa Cruz 02-feb-10 09-dic-11 5.500,00 5.410,00 Productor

Sararenda - X1 Guairuy YPFB Andina Santa Cruz 13-ene-11 4.800,00 5.410,00 En Perforación

Carrasco Este - X1

Carrasco YPFB Chaco Cochabamba 17-mar-11 20-oct-11 4.570,00 4.562,00 Productor

Tajibo Sur - X1 Tajibo Pluspetrol Santa Cruz 16-jun-11 03-sep-11 1.200,00 1.214,00 Abandonado

Vuelta Grande - X1000

Vuelta Grande YPFB Chaco Chuquisaca 07-jul-11 31-oct-11 4.600,00 4.790,00 AbandonadoTemporalmente

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YPFB Andina Santa Cruz 02-ago-11 25-oct-11 4.100,00 3.840,00 Abandonado

Curiche X-1005D

Curiche Pluspetrol Santa Cruz 11-sep-11 16-oct-11 2.494,00 2.492,00 EsperandoTerminación

Curiche X-1003D

Curiche Pluspetrol Santa Cruz 24-nov-11 2.388,00 2.450,00 En Terminación

Tacobo X-1004 Tacobo Pluspetrol Santa Cruz 02-oct-11 11-nov-11 1.800,00 2.001,00 Productor

Fuente de Información: Partes diarios de perforación, Informes mensuales de GNF-UCPIOC

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234 235RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Cuadro Nº 7: PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO (Enero - Diciembre 2011)

ÁREA DECONTRATO

OPERADOR UBICACIÓNFECHAS PROFUNDIDAD (m)

ESTADO ACTUALInicio Conclusión Programada Alcanzada

San AntonioPetrobras Bolivia

Tarija 11-abr-10 03-ago-11 5.148,00 5.380,00 Productor

San AlbertoPetrobras Bolivia

Tarija 29-nov-09 01-oct-11 5.970,00 5.582,00 Productor

San AntonioPetrobras Bolivia

Tarija 22-ene-11 25-oct-11 4.514,00 4.378,00 Productor

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 13-dic-10 04-feb-11 3.608,00 3.606,00 Productor

Yapacaní YPFB Andina Santa Cruz 19-dic-10 11-feb-11 2.890,00 1.755,50 Productor

Bulo Bulo YPFB Chaco Cochabamba 18-jun-10 10-feb-11 4.570,00 3.298,30 Productor

San Roque YPFB Chaco Tarija 20-nov-10 03-abr-11 2.800,00 2.850,00 Productor

Santa Rosa West YPFB Chaco Santa Cruz 08-ene-11 23-mar-11 2.306,00 2.248,00 Productor

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 16-feb-11 03-abr-11 2.851,00 3.612,00 Productor

Yapacaní YPFB Andina Santa Cruz 16-feb-11 23-mar-11 1.921,00 2.010,00 Productor

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 09-abr-11 21-may-11 3.583,00 3.604,00 Abandonado

Junin YPFB Chaco Santa Cruz 03-abr-11 07-may-11 2.111,00 2.103,00 Productor

Sirari YPFB Andina Santa Cruz 19-may-11 12-sep-11 3.300,00 3.272,00 Productor

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 27-may-11 15-ago-11 3.650,00 3.660,00 Productor

Santa Rosa YPFB Chaco Santa Cruz 02-jun-11 19-jul-11 2.300,00 2.221,00 Productor

Bulo Bulo YPFB Chaco Cochabamba 30-jul-11 19-sep-11 1.851,00 1.862,00 Productor

Curiche Pluspetrol Santa Cruz 12-sep-11 25-sep-11 1.800,00 1.656,00 Productor

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 05-sep-11 19-sep-11 3.650,00 2.853,90 Abandonado

Río Grande YPFB Andina Santa Cruz 26-sep-11 27-dic-11 3.650,00 3.585,00 Productor

San AlbertoPetrobras Bolivia

Tarija 11-nov-11 5.230,00 1.410,00 En Perforación

Yapacaní YPFB Andina Santa Cruz 16-nov-11 25-dic-11 3.000,00 3.084,00 Esperando Terminación

Bulo Bulo YPFB Chaco Cochabamba 13-nov-11 4.400,00 3.206,00 En Perforación

Santa Rosa YPFB Chaco Santa Cruz 08-nov-11 23-dic-11 2.260,00 2.252,00 Productor

CarandaPetrobras Argentina

Santa Cruz 16-nov-11 31-dic-11 2.400,00 2.370,00 Esperando Terminación

Fuente de Información: Partes diarios de perforación, Informes mensuales GNF-UCPIOC

San Antonio

El Bloque San Antonio o Sábalo se en-cuentra ubicado entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la faja Subandina Sur a 30 kiló-metros de la ciudad de Villa Montes y 37 kiló-metros de la localidad de Palos Blancos en el departamento de Tarija. La asociación que opera este megacam-po está conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina (50%) y Total Bolivie (15%). En este campo, se perforaron varios pozos productivos y para transportar la producción de los mismos a la planta, se instalaron tuberías de 10 y 12 pulgadas de diámetro con una longitud total de aproximadamente 45 kilómetros. Una vez procesado el gas en la planta y separadas las fracciones de condensado y gas natural, el gas de exportación es evacuado a través de un gasoducto de 28” de diámetro y aproximadamente 20 km. de longitud, conec-tando a los gasoductos. Con una inversión programada de $us 542,8 millones, el Bloque San Antonio aumen-tará su producción hasta 22,1 millones de me-tros cúbicos por día (MMmcd), según precisan los Planes de Desarrollo aprobados por YPFB Corporación. La capacidad de procesamiento de gas natural en la Planta de Gas del Campo San An-tonio (Sábalo) se elevó 15,4 a 22,1 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) y se convierte en el complejo de proceso más grande en Boli-via porque su capacidad representa ahora una adición efectiva de 43,5%.

La planta tiene tres trenes de procesa-miento del energético con una capacidad de 6,7 MMmcd, cada una y suman un total de 20,1 MMmcd. Una posterior ampliación (revamp) incrementó otros 2 MMmcd, haciendo un total de 22,1 MMmcd. La construcción y montaje del tercer tren se inició el 13 de noviembre de 2009 e ingresó en funcionamiento en diciembre de 2011. La inversión para este proyecto fue de aproxima-damente $us 100,6 millones, sin IVA. En función al proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos, las empresas titulares del campo (YPFB Andina S.A., Petrobras Bolivia S.A. y Total E&P Bolivie) impulsaron su desarrollo. Para concluir con la ampliación del Cam-po Sábalo, se inició la ejecución de inversión el 2009, destinando la misma a realizar las acti-vidades programadas en el Plan de Desarrollo integral que incluye la construcción de la planta de procesamiento de gas. Entre las actividades más importantes se encuentran: la Construcción de Caminos y Plan-chadas, la Perforación de dos pozos (SBL 7 y SBL 8), la Construcción y Montaje del Tercer Tren de la Planta de Gas Sábalo para el procesamiento de gas, la Construcción de Ductos y Facilidades para llevar el gas del pozo a la planta. Petrobras Bolivia S.A. encabeza las inver-siones en el campo Sábalo con 35%, le sigue YPFB Andina S.A. con 50% y Total E&P Bolivie con 15%. Esto demuestra que el grueso de las inversiones está en YPFB Corporación.

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236 237RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Vista panorámica del megacampo produc-tor de gas natural San Antonio (Sábalo), ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

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238 239RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

San Alberto

El campo San Alberto se encuentra ubica-do en la Serranía de San Antonio faja Sub Andi-na Sur en la provincia Gran Chaco del departa-mento de Tarija. Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%) conforman el consorcio que opera este campo. En San Alberto también se realizaron va-rias perforaciones de pozos con objetivos pro-fundos. En la gestión 2011 se perforó un pozo de desarrollo. La Planta de Tratamiento de Gas tiene una capacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd (466 MMmcd) de gas; y consta de dos unidades modulares independientes. Ambos módulos procesarán íntegramente el gas natural produ-cido por los pozos del Campo, separando las fa-ses de gas, condensado y agua, acondicionán-dolos para su comercialización. En el bloque San Alberto se invertirán 214 millones de dólares en el próximo quinquenio para la perforación de cuatro pozos, entre ellos el SAL-15 que entra en producción en los próxi-mos días con un volumen de gas natural adicio-nal de 1,70 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). YPFB Corporación y las operadoras tienen previsto importantes recursos en la perforación de los pozos SAL-15 y SAL-17, planchadas SAL-X11 y SAL-16 (2012), ducto SAL-15 y una planta de agua, para sustentar una producción de gas natural en 13,2 MMmcd. La perforación del pozo SAL-15 finalizó después de 7.884 metros y demandó una inver-sión aproximada de $us 65,3 millones, de parte de la Asociación YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%). El SAL-15, es el primer pozo perforado de la segunda fase del desarrollo del Campo de Gas San Alberto, y el primer pozo en Bolivia de

tipo multilateral (dos ramas), equipado con sis-temas de válvulas de producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama, donde se aplicaron tecnologías de avanzada. La ampliación de la capacidad de almace-naje PGSAL cuenta con un avance general del 99% y se prevé concluir el proyecto próxima-mente. También se tiene prevista la instalación de un tren adicional en la planta de Gas de San Alberto el cual incrementaría la capacidad de proceso de 5,7 MMmcd con un costo de un poco más de $us 100 millones, se espera la con-clusión a mediados de 2013. Conforme a la relación contractual vi-gente, la inversión para el desarrollo de los megacampos entre la asociación de empresas operadoras se distribuye de la siguiente mane-ra: YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%). Los proyectos de inversión en ambos bloques ubicados en el departamento de Tari-ja, incrementarán la producción de gas en los próximos años, según los Planes de Desarrollo establecidos. Las empresas contratadas para las obras son: “Techint” (proyecto de construcción y Montaje de Tercer Tren de la Planta de Gas Sábalo), “Serpetbol” y “Bolinter” (proyectos como la construcción de la Planta de Agua en San Alberto y la ejecución del ducto para el transporte de gas desde el pozo SAL 15 hasta la planta de gas de San Alberto), “Marlim” (2 taladros de perforación de pozos) y “DLS” (1 ta-ladro de perforación de pozos). Estas empresas de servicios petroleros fueron contratadas por Petrobras en calidad de Titular y Operador de los Bloques San Alberto y San Antonio.

Planta de Procesamiento del megcampo productor de gas natural, San Alberto.

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240 241RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

La imponente infraestructura del megacampo San Alberto, asemeja una pequeña ciudadela que opera continuamente para garantizar la seguridad energética del país.

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242 243RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Margarita-Huacaya

El Bloque Caipipendi está operado por el consorcio conformado por la empresa Repsol (37.5%), BG Bolivia (37.5%) y PAE E&P Bolivia (25%). Estas compañías tienen previsto inver-tir hasta el año 2015 $us 1.298 millones en el desarrollo de los campos Margarita y Huacaya, en procura de incrementar la producción de hi-drocarburos a partir de los pozos existentes. El campo Margarita comenzó su producción sos-tenida en diciembre de 2004. A partir de mayo de 2012, se tiene previs-to inaugurar el nuevo módulo en el megacam-po Margarita- Huacaya que elevará su capaci-dad de proceso de gas natural de 3 a 9 MMmcd, es decir, se triplicará la producción en este me-gacampo. El objetivo de la segunda etapa es alcanzar una producción de 14 MMmcd a fines de 2013 y llegar a 15 MMmcd, en 2014 con la construcción de un tercer módulo que estará a cargo de la empresa Técnicas Reunidas. Paralelamente, la producción de hidro-carburos líquidos asociado al gas natural para el mercado interno, aumentará de 4.300 barriles por día (BPD) a 12.000 BPD en 2012, para subir a 13.000 BPD en 2013 y en 2014 a 20.000 BPD. El proceso de la nacionalización de los hi-drocarburos, decidido por el gobierno del pre-sidente Evo Morales Ayma y la suscripción del contrato de compra venta de gas con Argentina y su primera adenda, impulso el desarrollo del campo Margarita y el Bloque Caipipendi. Las inversiones requeridas para este desarrollo alcanzan aproximadamente a $us 1.500 millones, de los cuales $us 528 millones serán destinados para implementar la primera fase de incremento de producción.

El pozo Margarita-4st resultó ser el pozo con el mayor caudal de la cuenca subandina al alcanzar 5,4 MMmcd, tras el proceso de recom-pletación que se efectuó en 2011. Se prevé que este pozo aporte 4 MMmcd que se extraen de la formación Huamampampa H1b. A la producción de estos pozos, se incor-porará el caudal del pozo Margarita X-1 que estaba en funcionamiento y no fue necesario intervenir. Del mismo modo, se espera que se sume la producción del pozo Huacaya X-1 que se encuentra en pruebas finales para su habili-tación. Este pozo posibilitó verificar la gran ex-tensión del reservorio H1b. Entre las principales actividades del plan de desarrollo de este bloque figuran la comple-tación definitiva de dos pozos (MGR4 y HCYX1); construcción y montaje del sistema de reco-lección y líneas exportación; construcción de módulo de la CPF de 6 MMmcd; perforación de pozo de inyección de agua; instalación de una planta de tratamiento de agua e inyección de agua; preinversiones necesarias para la imple-mentación de la Fase II del desarrollo. Además, se tiene previsto la perforación de cuatro pozos de desarrollo en Margarita para alcanzar el plateau; construcción de nuevas lí-neas de recolección; adquisición, procesamien-to e interpretación de Sísmica 3D en Huacaya; instalación de un módulo adicional de proceso de gas con capacidad de 6 MMmcd; instalación de compresión adicional y rebombeo en el sis-tema de exportación; e instalación de un nuevo módulo de tratamiento de agua. La planta de procesamiento posee faci-lidades para separar los fluidos (Condensado,

PAE25,00%

REPSOL37,50%

BG BOLIVIA37,50%

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244 245RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

El tercer tren del meg-acampo Margarita-Huacaya,

que se encuentra en plena construcción, prevé triplicar

la producción de gas natural.

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246 247RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

agua y otros) del gas producido, deshidratar el gas y acondicionar el gas de acuerdo al tipo de contrato que se tiene para su exportación. La segunda Fase del Plan de Desarrollo del Bloque Caipipendi, que prioriza el campo Margarita, contempla la mayor inversión del programa de desarrollo de campo en Bolivia con $us 326,5 millones para la perforación de nuevos pozos de desarrollo, además de la cons-

trucción de mayor infraestructura y otras facili-dades para la producción. Entre tanto, se cumple a cabalidad el de-sarrollo la Fase I del Bloque Caipipendi y para-lelamente se da curso al desarrollo de la Fase II del plan de desarrollo originalmente aprobado por YPFB, existe la posibilidad de continuar con una posible Fase III. Esta situación originaría una modificación al Plan de Desarrollo.

en el segundo semestre de 2013 o inicios de 2014. Total y Petrobras entregan una produc-ción de 1,0 MMmcd y está en proceso de licita-ción la planta de procesamiento de tal manera que aumentará a 6,0 MMmcd. Desde el 2 de febrero de 2011, el pozo Itaú-X2 ingresó en producción con un aporte de 1,5 MMmcd de gas natural 1.060 BPD de con-densado. El año 2013, aportará una producción

de 3,5 MMmcd y en 2015 entregará un volu-men total de 5 MMmcd. Para procesar el gas natural del pozo Itaú-X2 en la planta de San Alberto, se construyó un gasoducto de aproximadamente 20 kilómetros, el mismo que interconecta al pozo de este me-gacampo con la planta que procesamiento de gas natural que es operada por la empresa bra-sileña Petrobras.

Itau

El desarrollo del campo Itaú ubicado en el Bloque XX Tarija Oeste demandará una signi-ficativa inversión para activar la producción en los pozos X1 y X2 y perforar el pozo X4. Este cometido está dividido en dos fases, en la primera, se invertirán 20 millones de dó-lares con el objetivo de iniciar la producción y aprovechar la capacidad ociosa en la planta de San Alberto, sin aguardar a que Itaú construya su propia planta. Para la segunda fase del proyecto, se esti-ma una inversión complementaria de alrededor de $us 330 millones para alcanzar una produc-

ción de gas natural de 5 MMmcd y condensado asociado por 4.400 barriles por día (BPD). Para lograr este objetivo se precisa reali-zar tareas técnicas de re-entry (volver a la en-trada) de los pozos Itaú X1 y X2 hasta alcanzar la formación Huamampampa, asimismo la per-foración del pozo Itaú X4, construcción de facili-dades de producción en planchadas y líneas de recolección. Adicionalmente, se tiene previsto la cons-trucción de la planta de procesamiento de gas para Itaú, que estará ubicada en los predios de la actual planta de gas de San Alberto. Este complejo debe estar listo y en funcionamiento

Ipati-Aquío

Perforación del pozo Aquío.

Ipati descubierto en 2003 posee un gran potencial en proceso de desarrollo.

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248 249RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

En los Bloques Ipati y Aquío se invertirán $us 850 millones en los próximos cinco años para aprovechar el potencial hidrocarburífero. En abril de 2011, se confirmó el descu-brimiento en el Bloque Aquío de 3 Trillones de Pies Cúbicos de Gas Natural (TCF por sus siglas en inglés) que sumarán, junto a Ipati, 30% a las reservas nacionales de gas natural y líquidos asociados. A tiempo de recibir la declaratoria de co-mercialidad del pozo descubridor AQI-X1001 perteneciente al Bloque Aquío, se destacó los resultados del vigente Plan de Exploración apli-cado por YPFB desde la gestión 2010. En el evento participó el Presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales y pidió a los ejecutivos de la empresa francesa Total mayo-res inversiones para asegurar la producción de hidrocarburos. “Aquí viene la segunda tarea, es urgente contar con mayor inversión para la producción, de esta manera la empresa se be-neficia y el Estado Plurinacional también. Con socios hay resultados para mejorar la economía de las comunidades, de los departamentos y del país. Bolivia depende del gas, así como an-tes del estaño y de otros recursos, ahora tene-mos esta oportunidad de mejorar la economía”. El presidente de la empresa francesa Total E&P, Jean Daniel Blasco, ratificó el compromiso de la compañía que dirige con el desarrollo de los hidrocarburos en Bolivia y afirmó que se in-vertirán alrededor de 800 millones de dólares en el desarrollo de este nuevo campo de gran-des proporciones. El Bloque Aquío, operado por la com-pañía petrolera Total E&P, se encuentra en la tercera fase del período inicial de exploración que se extiende hasta el 1 de Mayo de 2011 y cuenta con un gran potencial gasífero que se in-crementará a través del desarrollo de campos,

contemplado en los Planes de Desarrollo y Pro-gramas de Trabajo y Presupuesto (PTP). El 1 de febrero de 2010, Total E&P Boli-vie Sucursal Bolivia operadora del Contrato de Operación Aquío, inició la perforación del pozo exploratorio AQI X-1001 con el taladro DLS 134 (Argentina) en el área de exploración del mis-mo nombre. El bloque Aquío es operado por la socie-dad conformada por la compañía operadora Total E&P Bolivie que participa con un 80% y Tecpetrol de Bolivia con un 20 por ciento. Este campo fue descubierto en el 2004 con la perforación del pozo Incahuasi X1 que resultó ser descubridor de hidrocarburos prin-cipalmente de gas y condensado en los reser-vorios de la formación Huamampampa. El pozo exploratorio se perforó a una profundidad de 4.804 metros y se cumplió el objetivo de descubrir reservas de gas en la for-mación Huamampampa. “Se confirma la extensión de la estructu-ra al Norte del Campo Incahuasi, descubierto en 2004 en el Bloque Ipati, contiguo al Bloque Aquío, y se iniciaron las pruebas de producción el 11 de abril de 2011, seis días más tarde se produjo la primera llama”, detalla un informe de la estatal petrolera. El área exploratoria Aquío se localiza en los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca y dentro las actividades realizadas se pueden enunciar la revisión de la coherencia estructu-ral compleja del área. La empresa operadora Total tiene pre-visto perforar un tercer pozo, el Incahuasi-X2 (ICS-X2) en el Bloque Ipati, a continuación del pozo AQI-X1001, antes de iniciar el desarrollo del Campo Incahuasi. El desarrollo conceptual del Campo Inca-huasi (compartido entre los Bloques Aquío e

Conclusión de la perforación del pozo Aquio X-1001, a inicios de 2012.

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250 251RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Ipati) contempla en su primera fase tres pozos y un tren de producción. Para la gestión 2012, se tiene programada la perforación del pozo Pozo ICS-2 con un costo estimado $us 63,7 millones, según anticiparon los operadores de este campo que se halla en expansión.

El caudal de producción de esta primera fase será de 6.5 millones de metros cúbicos por día (6,5 MMmcd), a partir del año 2015. En las fases 2 y 3 se incluye dos trenes de producción adicionales con lo que se incremen-tará la producción a 13 MMmcd en el año 2017 y a 18 MMmcd en el 2020, con nueve pozos.

Río Grande

En el área de Rio Grande, se tiene progra-mado la ampliación del sistema de compresión y la exploración del bloque sur para los niveles Iquiri. Para la gestión 2012 se tiene programada desarrollar el bloque oriental de este campo. En la actualidad, el bloque central está en fase de prueba y permitirá un aumento de volumen de gas natural.

La diferencia sustantiva con las anterio-res políticas de hidrocarburos, radica en que la producción irá aumentando gradualmente, por tanto, las inversiones petroleras que se ejecu-tan en los megacampos, derivarán en una ma-yor producción de gas natural con lo cual se ga-rantiza el mercado interno, la industrialización de hidrocarburos y las exportaciones a Brasil y Argentina.

Bolivia, proveedor confiable en la región

En el año 2006 el gobierno del Presiden-te Evo Morales nacionalizó los Hidrocarburos, y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) a nombre y en representación del Esta-do, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los Hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, definiendo las condicio-nes, volúmenes y precios para el mercado in-terno, exportación e industrialización. La Constitución Política del Estado esta-blece que la explotación, consumo y comercia-lización de los hidrocarburos deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno y la producción excedente deberá incorporar la mayor cantidad de valor agregado. En cumplimiento al Decreto Supremo N° 28701 “Héroes del Chaco”, el Poder Ejecutivo, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Ener-gía y de YPFB, encaró el proceso de negociación de los contratos petroleros asumiendo como

contrato tipo, un modelo acorde a los objetivos de la Nacionalización de los Hidrocarburos y el control de la propiedad de los yacimientos e hi-drocarburos producidos. “El Contrato de Operación tiene como objeto la ejecución por parte del Titular o Em-presas Participantes (empresa(s) petrolera(s) que ha(n) suscrito contrato(s) con YPFB) de las Operaciones Petroleras (Exploración, evalua-ción, desarrollo, Explotación y abandono) den-tro del Área del Contrato, a su exclusiva cuenta y riesgo, a cambio de recibir por parte de YPFB el pago de la Retribución correspondiente. El Titular debe cubrir los Costos y proveer el per-sonal, tecnología, instalaciones, materiales y capital necesarios para la realización de las Operaciones Petroleras”.89

Como resultado del proceso de negocia-ción de los Contratos Petroleros llevado adelan-

89 MINISTERIO DE HIDROCARBUROS, Estrategia Nacional de Hidrocarburos, La Paz Bolivia 2008.

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252 253RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

te en octubre de 2006, YPFB suscribió 44 Contratos de Operación, con las siguientes empresas petroleras:

• BG Bolivia Corporation – Sucursal Bolivia• Canadian Energy Enterprises C.E.E. Bolivia S.R.L., • Compañía Petrolera Exploración y explotación “Petrolex” S.A., • Compañía Petrolera ORCA S.A., • Dongwon Corporation (Sucursal Bolivia), • Empresa Petrolera Andina Sociedad Anónima EPAN S.A., actual-

mente YPFB Andina S.A.• Empresa Petrolera Chaco S.A. “EPCHA S.A.”, actualmente YPFB

Chaco S.A.• Matpetrol S.A., • Monroy Electrónica y Control “Monelco” S.R.L., • PAE E&P Bolivia Limited (Sucursal Bolivia), • Petrobras Bolivia S.A., • Petrobras Energía S.A. Sucursal Bolivia, • Pluspetrol Bolivia Corporation S.A., • Repsol YPF E&P Bolivia S.A., • Total E&P Bolivie Sucursal Bolivia, • Vintage Petroleum Boliviana Ltd. (Sucursal Bolivia).• Tecpetrol de Bolivia S.A.

El Vicepresidente Álvaro García Linera, durante su participación en el “Primer Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2011”.

Como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, a partir del 2 de mayo de 2007 entran en vigor cuarenta y cua-tro contratos debidamente aprobados por el Congreso Nacional, tal como establece la Carta Magna y YPFB asume la comercialización en el mercado interno, de exportación y el transpor-te de gas natural. Es importante hacer notar que estos con-tratos definen precios que son competitivos frente a los costos de importación de gas na-tural licuado (LNG por sus siglas en inglés) que efectúan algunos países de la región.

Bolivia posee ventajas comparativas en la región y una posición estratégica que la con-vierte en eje de la integración energética del Cono Sur. El país sustenta Contratos de Compra Venta de Gas Natural de largo plazo con los dos principales mercados de Sudamérica, Argentina y Brasil. El Vicepresidente del Estado Plurinacio-nal, Álvaro García Linera, considera que el país apunta a consolidarse como centro energético en la región en base a fuertes inversiones en el sector y en un momento óptimo de despegue,

de relanzamiento de las actividades en explora-ción y producción gasífera. “Eso hace de Bolivia un centro energéti-co. Se podrán descubrir otros campos de gas en los países hermanos, se podrá intensificar los flujos de LNG no hay problema, igual segui-mos siendo para los vecinos del Cono Sur el país

que puede y va a abastecer de gas de manera rápida, abundante y más barata que lo que pu-diera costar el abastecimiento de gas de otras fuentes”.90

90 Declaración realizada por Álvaro García Linera durante el Primer Congreso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2011, Santa Cruz – Bolivia, 20 de mayo de 2011.

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254 255RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Actualmente, YPFB cuenta con una estra-tegia efectiva que incrementará los volúmenes de producción en función de una agresiva po-lítica de desarrollo de Campos y un plan agre-sivo de exploración de nuevos reservorios, con la finalidad de prepararse para asumir mayores requerimientos de Gas Natural ante un incre-mento notable en la demanda para el mercado interno y de exportación. Para García Linera, el contexto internacio-nal y la crisis económica del año 2009 permi-tieron la apertura de nuevas perspectivas para expandir la venta de Gas Natural a otros mer-cados dada la potencialidad gasífera, siempre con la lógica de garantizar el mercado interno,

la industrialización y los contratos de exporta-ción. “Hoy está consolidado Brasil y Argentina y queremos consolidar otros mercados de consu-mo de gas. Paraguay y Uruguay son mercados pequeños pero importantes y otros países a los que podríamos llegar de manera rápida y bara-ta con el gas boliviano”. En el último tiempo, tanto en Brasil como en Argentina surgieron anuncios de descubri-mientos importantes de reservas gasíferas, cuya producción requiere de tiempo y de tec-nología de última generación que implica cos-tos muy elevados; razón por la cual, Bolivia con-tinúa en un escenario favorable en el mercado sudamericano.

Asimismo, el Decreto Supremo Nº 28701 de 1 de mayo de 2006, establece que el Esta-do boliviano toma el control y la dirección de la producción, transporte, refinación, almace-naje, distribución, comercialización e indus-trialización de hidrocarburos en el país; y que YPFB, a nombre y en representación del Estado, en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, asume su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios tanto para el mercado interno, como para la exportación y la indus-trialización. Por lo cual, a partir del 2 de mayo de 2007, como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB asume la comercialización y el transporte de gas para el mercado interno. Es así que, y en virtud de lo establecido en los Decretos Supremos Nº 29129, 29325, 29510 y 29709; YPFB suscribió contratos de compra venta de Gas Natural con todos los clientes del mercado interno, así como contra-tos de transporte y compresión con los respec-tivos concesionarios de transporte. Cabe seña-

lar que, en cumplimiento del Artículo 10 inciso e) de la Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17 de mayo de 2005, YPFB está obligado a dar un trato imparcial a todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y a todos los consumidores y usuarios. En este sentido, en el mercado interno se aplica un modelo de “Con-trato de Compra Venta de Gas Natural Mercado Interno de Consumo”, por lo que las diferencias entre los contratos suscritos resultan de las ca-racterísticas técnicas y operativas propias de cada punto de entrega y/o sector. Los sectores del mercado interno de Gas Natural, atendidos por YPFB después de la Na-cionalización de los Hidrocarburos son: Distri-bución de Gas Natural por Redes (industriales, comerciales, domiciliarias, Gas Natural Vehicu-lar (GNV)), Generación Eléctrica (Termoeléctri-cas), Refinerías, Transporte por ductos y otros consumidores directos. El cuadro siguiente, muestra los volúme-nes facturados a los clientes del mercado inter-no, durante la gestión 2011, de acuerdo a un informe de la Dirección de Gas de YPFB.

Comercialización de gas natural

La Constitución Política del Estado Pluri-nacional de Bolivia promulgada el 9 de febrero de 2009, establece que el Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano ejerce la propiedad de los hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización; asimismo, definirá la política de hidrocarburos, para promover su desarrollo integral, susten-table y equitativo, y garantizará la soberanía energética, estableciendo los mecanismos para

el abastecimiento de hidrocarburos al mer-cado interno, incentivando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad, desarrollando su industrialización en el territo-rio nacional y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus objetivos de política interna y externa, de acuerdo a una planificación de política hidrocarburífera.

Gestion 2011: VOLUMENES FACTURADOS AL MERCADO INTERNO POR SECTOR A 60ºF (MPC)SECTOR ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPTIEMBRE OCTUBRE NOVIEMBRE DICIEMBRE

Eléctrico 4.430.516 3.272.116 3.167.360 3.743.196 4.728.634 4.863.839 5.112.563 5.315.727 5.138.951 4.985.774 4.909.965 4.829.580

Distribución 3.583.399 3.349.103 3.687.343 3.789.085 3.991.796 3.872.931 4.175.824 4.131.607 4.054.552 4.125.018 3.941.962 4.119.589

Uso Combustible para Refinación

301.190 268.842 300.339 265.284 298.671 296.791 299.176 290.630 281.336 296.141 282.223 303.014

Uso Combustible para Transporte

227.377 248.929 262.754 224.989 232.030 262.368 264.908 264.805 252.564 257.161 251.024 221.956

Consumidores Directos y Otros

88.632 33.478 61.795 103.293 109.163 93.372 101.356 122.817 115.335 114.204 75.501 41.252

TOTAL 8.631.115 7.172.467 7.479.592 8.125.848 9.360.294 9.389.300 9.953.827 10.125.586 9.842.738 9.778.299 9.460.675 9.515.392

Fuente: DNGN

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256 257RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Según el Boletín Estadístico de YPFB, en la estructura del mercado interno, el Sector Eléctrico fue el mayor consumidor de gas natu-ral, registrando en la gestión 2011 un consumo promedio de 4,22 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) que representó el 50,05% del total. Le siguieron los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de Transporte Vehicular que en conjunto tuvieron un consumo prome-dio 3,63 MMmcd, lo que representa un 43,04% del total. Finalmente, el sector Consumidores Di-rectos y Otros tuvo un consumo promedio de 0,58 MMm3/día, lo que representa un 6,91% del total. En promedio el Consumo del mercado interno durante la gestión 2011, alcanzó a 8,44 MMmcd, un 10% más en relación a la gestión 2010. En relación a la gestión 2010, el consumo promedio del Sector Eléctrico fue mayor en

11%, el consumo promedio del Sector Distribu-ción (Residencial, Comercial, Industrial y GNV) fue superior en 12% y el promedio del consumo directo y otros fue prácticamente el mismo. El crecimiento del consumo de Gas Na-tural en el mercado interno es significativo en relación con años anteriores y presenta una tendencia positiva para la gestión 2012, como resultado de las políticas de expansión e in-cremento en la masificación del uso de este energético a través de miles de instalaciones domiciliarias, la expansión del sistema eléctri-co, el uso de Gas Natural Vehicular, entre otros, llegando a requerir en esta gestión volúmenes cercanos a los 10 MMmcd. Para el 2012 se proyecta un consumo pro-medio de Gas Natural para el mercado interno del orden de 9,04 MMmcd y un pico de 11,23 MMmcd.

Consumidores Directos y Otros Resid. Com. Ind. y Transp. vehicular

TotalEléctrico

COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL MERCADO INTERNO 2011

8,698,938,93

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

SEP OCT NOV DICAGOJULJUNMAYABRMARFEBENE

MM

m3/

día

Fuente: GNPIE

Contratos de exportación al Brasil

En 1996, Petróleo Brasileiro S.A. (Petro-bras) -sociedad brasileña de economía mixta- y YPFB firmaron un Contrato de Compra Venta de Gas Natural Gas Supply Agreement (GSA), cuyo suministro de Gas Natural se inició el 1º de julio de 1999. A partir de 2004, la obligación de entrega por parte de YPFB es de 30,08 MMmcd, defini-da como Cantidad Diaria Contractual (QDC). De conformidad a lo estipulado en el Con-trato, YPFB debe suministrar todo el Gas Com-bustible necesario para la operación continua de las estaciones de compresión del Gasoduc-to, desde Río Grande (Bolivia) hasta Canoas

(Brasil) y es obligación de Petrobras, pagar el valor correspondiente del Gas Combustible. La Gráfica siguiente muestra el compor-tamiento de los volúmenes comercializados en los últimos cinco años. Durante el año 2009 se presentó una caída en la demanda de Gas Natural en Brasil, debido fundamentalmente a las elevadas llu-vias registradas, situación que conllevó a que el nivel de agua de los embalses fuera alto, razón por la cual el despacho de energía eléctrica fue mayoritariamente realizado por las centrales de generación hidroeléctrica. Asimismo, la de-manda se vio afectada por la crisis financiera mundial que incidió en el consumo del sector

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258 259RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

industrial y la competencia en los precios de los sustitutos del Gas Natural, que estuvieron por debajo de lo normal. A partir de 2010 y 2011, se produjo un incremento en la demanda de Gas Natural con relación a 2009 debido a una recu-peración de los efectos ocasionados por la crisis financiera. Es importante mencionar que, si bien Brasil tiene previsto el ingreso de nueva pro-ducción de Gas Natural proveniente del campo Mexilhao, Bolivia es considerada como un pro-veedor confiable y con precios competitivos en relación a su producción nacional, que en gran parte es desarrollada on shore y por tanto, re-quiere de importantes inversiones en Produc-ción, Desarrollo y Distribución, asimismo, como ocurre con la importación de Gas Natural Licua-do (GNL), cuyos precios son determinados en el mercado spot y que fundamentalmente son

requeridos para cubrir la demanda en tempora-das picos. Por otro lado, se estima un crecimiento entre un 6 a 7% en la demanda de Gas Natural de Brasil para los sectores de consumo e indus-tria en los próximos años, acorde a la proyec-ción de su PIB, así como por los proyectos de centrales termoeléctricas que serán desarrolla-dos mediante el uso de Gas Natural como com-bustible. Adicionalmente, Bolivia exportó Gas Natural al Brasil mediante dos contratos: (1) British Gas (BG) con BG Comercio Importaçao (BGCI), vía Mutún y (2) Andina S.A. para Cuiabá (Transborder Services – TBS), vía San Matías. A partir del 2 y 3 de mayo de 2007, como resultado de la protocolización de los Contratos de Operación, YPFB se hace cargo de estas ex-portaciones, suscribiendo contratos provisiona-

10121416182022242628303234

MM

M3 /

día

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AL BRASILCONTRATO YPFB - PETROBRAS BRASIL

2007

2008

2009

2010

2011

ENE FEB MAR ABR JUNMAY JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Fuente: DNGN

les con ambos compradores. De igual forma, en noviembre de 2008, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos suscribió un Contrato Tem-poral e Interrumpible de Compra y Venta de Gas Natural con la Companhia Mato-Grossense de Gas S.A. (MTGás), para el suministro de vo-lúmenes de Gas Natural en diciembre de 2008. El 13 de septiembre de 2011 el presidente de YPFB, Carlos Villegas y la Directora de Petro-bras, María Das Graças Foster, firmaron en Río de Janeiro, Brasil, una Adenda al Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA), a través de la cual, se incluye un nuevo Punto de Entrega de Gas Natural localizado en la frontera bolivia-no-brasileña, entre las ciudades de San Matías y Cáceres a fin de suministrar un volumen de Gas Natural de hasta 2,24 MMmcd con destino al abastecimiento de la termoeléctrica Mário Covas de Cuiabá del país vecino; cabe señalar que, dicho volumen es parte integrante de los volúmenes comprometidos en el GSA. Al respecto, el Presidente Ejecutivo de YPFB

Corporación, Carlos Villegas, mencionó que “el beneficio fundamental para Bolivia es que en el período de baja demanda se estabiliza la no-minación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24 MMmcd para abas-tecer el nuevo punto de entrega, garantizando de esta manera una producción estable de hi-drocarburos líquidos asociados al Gas Natural, lo que traerá consigo menores volúmenes de importación de Gasolina y GLP, generando de esta manera un ahorro para el Estado bolivia-no”. Los cuadros siguientes muestran los volú-menes de Gas Natural exportados entre enero y diciembre de 2011, los cuales incluyen el gas utilizado por el gasoducto como Gas Combusti-ble, así como los precios calculados de acuerdo a lo establecido en el Contrato.Por otra parte, YPFB suscribió un Contrato de Transporte con la empresa Gas Oriente Bolivia-no Ltda. (GOB) para transportar los volúmenes del energético desde Chiquitos a San Matías,

Fuente: DNGN

** Volúmenes medidos a 68ºF, incluye Gas Combustible Sistema Bolivia

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AL BRASIL

CONTRATOSENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO

SEPTIEM-BRE

OCTUBRENOVIEM-

BREDICIEMBRE

MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3

GSA 713,84 835,99 877,31 710,39 753,02 897,66 901,85 911,82 868,44 875,24 840,13 714,61

MTGAS 1,55 1,04

TOTAL 713,84 835,99 877,31 711,94 753,02 897,66 901,85 912,86 868,44 875,24 840,13 714,61

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260 261RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

documento que de acuerdo a la normativa vi-gente, cuenta con la aprobación por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) y cuyo costo de transporte deberá ser cubierto por Petrobras. “Cuiabá es un mercado prácticamente cautivo para Bolivia porque no tiene gas. La ventaja es que existe un gasoducto hasta Cuia-bá pasando por San Matías; más adelante el in-terés es tener un nuevo mercado y, por lo tan-to, enviar nuevos volúmenes de producción”, ponderó el presidente de la estatal petrolera, Carlos Villegas. Desde el lado de la República Federativa del Brasil, aseguran que no pueden prescindir del gas natural boliviano, por tanto, la perspec-

tiva de compra de este producto es creciente en el país vecino. “No veo cómo el Brasil pueda quedar sin el gas natural boliviano. No se puede prescin-dir de este gas durante los próximos 10 años y aunque hemos comprado menos el año pasado yo diría que la perspectiva de compra de este gas boliviano es creciente”, manifestó el Coor-dinador General de la Dirección de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) del país vecino, Luis Eduardo Duque Dutra, durante su presentación denominada “Gasoductos vs LNG: beneficios y alternativas” en el Primer Congreso Internacio-nal de YPFB Gas y Petróleo 2011 que se desa-rrolló en mayo en la ciudad de Santa Cruz. La demanda y el enriquecimiento del cen-tro este de Brasil oscila entre el 8 y 10% por año

de crecimiento, por tanto se necesitará energía y la más cercana se encuentra en Bolivia, pun-tualizó Duque Dutra. “No podemos continuar comprando me-nos, sólo puedo imaginar que vamos a comprar más porque solamente podemos crecer con el gas natural. Brasil está creciendo mucho úl-timamente pero la región que crece más es el centro este del Brasil, a lado de Bolivia”, señaló el Direcctor de la Agencia Nacional de Petróleo. En ese mismo evento, el Gerente Ejecuti-vo de Marketing y Comercialización de Gas de Petrobras, Antonio Eduardo Monteiro de Cas-

tro, mencionó que las reservas bolivianas de Gas Natural son suficientes para poder cumplir con los contratos de exportación vigentes con el mercado brasileño. “Cuando hacemos nuestras inversiones en el Brasil siempre planificamos la venta de gas con los contratos, en los distribuidores en Brasil, tomando en cuenta siempre el suminis-tro integral del gas boliviano disponible has-ta los 30 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) bajo el contrato”, precisó Monteiro de Castro en el marco del Primer Congreso In-ternacional de YPFB Gas y Petróleo 2011, don-

HISTÓRICO DE PRECIOS CONTRACTUALES DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL(Expresado en dólares americanos por millón de BTU)

QDCB 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

$US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU

TRIMESTRE I 0,0000 1,2999 1,8091 1,3687 1,7004 1,8807 1,9657 3,1720 0,0000 5,0698 5,4358 5,3511 6,0361

TRIMESTRE I I 0,0000 1,4878 1,6668 1,3411 1,9400 1,8348 2,1253 3,4354 0,0000 5,5223 4,2884 5,6350 6,8296

TRIMESTRE I I I 0,9075 1,5771 1,5707 1,4993 1,8550 1,9237 2,5410 3,6883 3,7932 6,4655 4,3403 5,7528 7,7211

TRIMESTRE I V 1,1065 1,6932 1,5236 1,6474 1,9260 1,9836 2,9862 3,7649 4,2850 7,3327 4,8276 5,7630 8,1595

PROM. ARIT-METICO

1,0070 1,5145 1,6426 1,4641 1,8554 1,9057 2,4046 3,5152 2,0196 6,0976 4,7230 5,6255 7,1866

QDCA 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

$US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU

TRIMESTRE I 0,0000 0,0000 2,4316 1,7300 2,1266 2,3391 2,4203 3,8850 3,5523 6,1112 6,5247 6,3865 7,1367

TRIMESTRE I I 0,0000 0,0000 2,1787 1,6860 2,4256 2,2761 2,6091 4,2071 3,4152 6,6405 5,1469 6,7094 8,0526

TRIMESTRE I I I 0,0000 0,0000 2,0206 1,8788 2,3190 2,3830 3,1148 4,5166 4,6037 7,7654 5,2087 6,8422 9,0926

TRIMESTRE I V 0,0000 0,0000 1,9427 2,0616 2,4076 2,4555 3,6583 4,6102 5,1968 8,8026 5,7933 6,8508 9,6039

PROM. ARIT-METICO

0,0000 0,0000 2,1434 1,8391 2,3197 2,3634 2,9506 4,3047 4,1920 7,3299 5,6684 6,6972 8,4715

PROMEDIO PON-DERADO

ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTOSEPTIEM-

BREOCTUBRE

NOVIEM-BRE

DICIEM-BRE

PROM ANUAL

$US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU

2011 6,3495 6,5157 6,4809 7,1952 7,2204 7,3663 8,3018 8,3094 8,2986 8,7434 8,7378 8,5732 7,6743

Fuente: DNGN

Carlos Villegas, presidente de YPFB Corporación, Silval Barbosa, gobernador de Mato Grosso y María Das Graças Foster, directora de Petrobras durante la firma para reactivar la entrega de gas natural a la termoeléctrica de Cuiabá.

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262 263RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

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de expuso el tema: “Brasil: estrategia gasífera y su relación con Bolivia”. Aunque Brasil alcanzó –sostiene el repre-sentante de Petrobras- un índice expectable en la generación de electricidad con la crecida de los ríos, se vio afectado por el cambio climático, por lo que se estima, que continuará precisan-do progresivamente más gas natural para po-

ner en marcha nuevas termoeléctricas, como una fuente de energía alternativa. En el vecino país también se registra un incremento de la actividad industrial por los incentivos que otorga el gobierno brasileño en procura de incrementar la productividad y el crecimiento económico. Este factor influye en los requerimientos de energía.

Contratos de exportación a la Argentina

A partir de septiembre de 1999 Plus-petrol inició la exportación de gas natural a la República Argentina vía el gasoducto Bermejo-Aguas Blancas. Desde noviembre de 2001 esta compañía exportó el energético del campo Madrejones a través de un gasoducto exclusivo Madrejones-Campo Durán. Posteriormente, los envíos se realizaron del campo Tacobo por ese punto de salida. En junio de 2004, YPFB exportó vía el gasoducto Santa Cruz-Yacuiba el energético producido por Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y, a partir del 29 de abril de 2005, de Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. desde el campo Tacobo. Los contratos de compra venta de gas YPFB-Pluspetrol S.A., YPFB-Petrobras Energía

S.A. y Repsol YPF S.A. fueron subrogados a favor de ENARSA a partir del 1º de septiembre, 14 de septiembre y 19 de octubre de 2006, respecti-vamente. En virtud de lo establecido en el Conve-nio Marco para la Venta de Gas Natural, firma-do entre los Gobiernos de Argentina y Bolivia en junio de 2006, el 19 de octubre de 2006 se suscribió el Contrato de Compra Venta de Gas Natural entre YPFB y ENARSA (Contrato YPFB-ENARSA), el mismo que está en vigencia a partir de enero de 2007 con vigencia de 20 años. Sin duda, el hecho más importante de la industria petrolera en el año 2010, fue la firma de la Primera Adenda al Contrato YPFB-ENARSA el 26 de marzo, la cual estipula entre otros tér-minos y condiciones, los volúmenes garantiza-

Los presidentes de Bolivia, Evo Morales y de Argentina, Cristina Fernández firmaron en Sucre la primera adenda al contrato YPFB-ENARSA, en 2009.

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264 265RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

dos por las Partes, tanto de recepción como de entrega (garantías de suministro y recepción), garantía y mecanismo de pago por parte de ENARSA, construcción y puesta en marcha del Gasoducto de Integración Juana Azurduy a par-tir del 1 de mayo de 2010. Este instrumento generó certidumbre en el sector energético y destrabó las inversiones de las petroleras que operan en Bolivia. Carlos Villegas reconoció que en los últi-mos años se registró un estancamiento de las inversiones; sin embargo, señaló que esa situa-ción ha sido superada: “La fórmula central ha sido la Adenda porque con ella, hemos logrado darnos recíprocas garantías entre YPFB y Enar-sa. Éstas consisten en que Argentina paga y ga-rantiza la entrega de producción y para que nos paguen, ellos ponen una boleta de garantía en el Banco Central de la Argentina, eso ha dado total certeza a los empresarios y a las petroleras que operan en el país”. La puesta en vigor de esta Adenda estipu-la garantías contractuales para la compra pro-gresiva de 7,7 a 27,7 millones de metros cúbi-cos por día (MMmcd) de gas natural. El cumplimiento de la adenda que fue refrendada por los Presidentes de Bolivia, Evo Morales y de Argentina, Cristina Fernandez, im-plica para Bolivia un ingreso estimado, en pun-to de fiscalización, de entre 18.000 a 23.000 mi-llones de dólares en el período que comprende los años 2010 a 2026. De esta suma, en el mismo período, se calcula que el Estado boliviano recaudará entre 9.000 a 11.000 mil millones de dólares por con-cepto de Regalías, Participaciones e Impuesto Directo a los Hidrocarburos. La diferencia en relación al ingreso bruto permitirá cubrir los costos de producción, transporte y otras facili-dades del desarrollo de campos, así como las

utilidades de YPFB y las empresas titulares de los contratos de operación. La Adenda suscrita por Carlos Villegas, presidente de YPFB y Exequiel Espinosa, Pre-sidente de ENARSA introdujo un sistema de garantías recíprocas para el desarrollo del mer-cado energético binacional. Con este hito en el sector de energía, desde mayo de 2010 se su-ministró un volumen regular de 5 MMmcd, el cual se fue incrementando de conformidad con lo estipulado en el anexo “D”. Este instrumento priorizó la construcción y funcionamiento del GIJA, lado boliviano y ar-gentino, que permitirá la entrega de los volú-menes acordados al mercado argentino, según lo estipulado en el Contrato YPFB-ENARSA. En cumplimiento a esta Adenda, los pre-sidentes de Argentina, Cristina Fernández y de Bolivia, Evo Morales, inauguraron el 30 de junio de 2011 las operaciones del GIJA que permitirá incrementar las exportaciones de gas natural al vecino país través de su interconexión con el Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA). Mediante una teleconferencia realizada desde la Casa Rosada en Buenos Aires, Argen-tina, ambos mandatarios ordenaron, a horas 18:25 de ese día, la apertura de la válvula en la comunidad “Cañitas” de la zona de Madre-jones, distante a 18 kilómetros de Yacuiba, Ta-rija, simbólico acto que estuvo a cargo del Pre-sidente Ejecutivo de YPFB Corporación, Carlos Villegas y del Secretario argentino de Energía, Daniel Camerón. “Firmamos acuerdos, la construcción de gasoductos, plantas de separación (de líqui-dos) para que dos pueblos hermanos vecinos puedan compartir sus recursos naturales y, no competir”, expresó el mandatario boliviano. Por su parte, Cristina Fernández, indicó que se cumplió con la adenda que firmó el

2010. “El GIJA inyecta desde hoy 7,5 MMmcd, con una visión estratégica hasta el año 2026 que va a llegar a 27 MMmcd. Sin el GIJA es im-posible construir el otro gasoducto que tam-bién está previsto en esa adenda y, que es el GNEA, porque hay provincias argentinas, con-cretamente Misiones, Corrientes, Formosa, Chaco, el este de Salta y el norte de Santa Fe que no cuentan con redes de gas. Estas provin-cias directamente van a ser beneficiadas con esta obra de integración”. Los volúmenes que serán exportados en los próximos años en el marco del Contrato YPFB-ENARSA, no serán suficientes para cu-brir el déficit de Argentina para satisfacer su demanda interna que actualmente alcanza a los 130 MMmcd, puesto que se estima que el mercado argentino en constante crecimiento, alcanzará un déficit de suministro de gas natu-ral de 60 MMmcd hasta 2015.

Ante una mayor inversión en la produc-ción de los campos de Bolivia, este mercado puede ser atractivo para los intereses del país. En la gráfica siguiente podemos observar el comportamiento de los volúmenes comer-cializados a la Argentina desde el período 2007, en la cual se puede apreciar un incremento sig-nificado en la presente gestión. Los cuadros siguientes muestran los volú-menes de gas natural exportados durante el pe-ríodo de enero a septiembre de 2011, así como los precios calculados de acuerdo a lo estipula-do en el contrato YPFB-ENARSA. El Interventor del Ente Nacional Regula-dor del Gas (ENARGAS), Antonio Luis Pronsato, afirmó que para su país es indispensable el con-sumo del energético que produce Bolivia. Asi-mismo, aclaró que no existe ninguna situación de competencia entre el gas no convencional (shale gas), el Gas Natural Licuado (GNL) y el Gas Natural boliviano, pues entre todos ellos

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ENE FEB MAR ABR JUNMAY JUL AGO SEP OCT NOV DIC

MM

m3 /

día

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS A LA ARGENTINACONTRATO YPFB - ENARSA

2007

2008

2009

2010

20011

Fuente: DNGN

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266 267RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

existe un complemento para atender la deman-da del consumo interno de Argentina. Para Pronsato las políticas hidrocarburífe-ras que adoptan Argentina, Venezuela, Bolivia y Ecuador integran y consolidan energéticamen-te a la región. La estrategia energética gasífe-ra entre ambos países permitirá abastecer del energético a los trabajos de ampliación de la capacidad de transporte, a las labores de dis-tribución de magnitud y a las obras de redes domiciliarias. “Bolivia es el país hermano que nos pro-vee el gas natural necesario para abastecer

las obras antes mencionadas y con quien es-peramos seguir construyendo este vínculo es-tratégico para la región, nuestras repúblicas y sus ciudadanos a fín de brindar a los usuarios el mejor servicio, mayor acceso a los recursos energéticos y con el compromiso de respetar los acuerdos rubricados para alcanzar, en 2021, los 27,7 MMmcd importados”, dijo. En el mismo evento, el subsecretario de Coordinación y Control de Gestión, depen-diente del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios, Roberto Baratta, informó que el contrato de compra venta de

** Volúmenes medidos a 60ºFFuente: DNGN

VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS A LA ARGENTINA

CONTRATOENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO

SEPTIEM-BRE

OCTUBRENOVIEM-

BREDICIEM-

BRE

MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3 MM m3

YACUIBA 151,10 177,68 200,42 170,20 191,59 181,08 19,49 1,74 8,75 - - -

MADREJONES 34,89 21,27 26,67 31,84 36,87 32,89 8,40 - - - - -

GIJA - - - - - 0,54 208,16 220,15 212,10 240,69 234,96 311,45

TOTAL ENARSA 185,99 198,95 227,09 202,04 228,46 214,51 236,05 221,89 220,85 240,69 234,96 311,45

HISTORICO DE PRECIOS CONTRACTUALES DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA(Expresado en dólares americanos por millón de BTU)

Fuente: DNGN

ENARSA2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

$US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU $US/MMBTU

ENERO 2,0800 3,3204 5,0000 6,9834 7,8399 6,9883 7,6035

FEBRERO 2,0411 3,3534 5,0000 6,9834 7,8399 6,9883 7,6035

MARZO 2,0611 3,3668 5,0000 6,9834 7,8399 6,9883 7,6035

ABRIL 2,2390 3,5834 4,5602 7,7957 4,5841 7,3713 8,7715

MAYO 2,2226 3,6342 4,5602 7,7957 4,5841 7,3713 8,7715

JUNIO 1,5922 2,2137 3,6428 4,5602 7,7957 4,5841 7,3713 8,7715

JULIO 1,5922 2,6578 4,2822 5,0845 9,0269 4,9170 7,4087 10,1968

AGOSTO 1,5922 2,6973 4,8449 5,0845 9,0269 4,9170 7,4087 10,1968

SEPTIEMBRE 1,5922 2,7155 5,0000 5,0845 9,0269 4,9170 7,4087 10,1968

OCTUBRE 1,5922 3,1859 5,0000 6,0135 10,3534 6,1590 7,3281 10,7323

NOVIEMBRE 1,5922 3,1945 5,0000 6,0135 10,3534 6,1590 7,3281 10,7323

DICIEMBRE 1,5922 3,1671 5,0000 6,0135 10,3534 6,1590 7,3281 10,7323

PROM. ARITMETICO 1,5922 2,5396 4,1690 5,1645 8,5399 5,8750 7,2741 9,3260

El secretario argentino de Energía, Daniel Camerón y el presidente de YPFB Carlos Villegas en la apertura de la válvula del GIJA.

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268 269RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

gas natural entre la estatal petrolera boliviana y ENARSA se cumple a cabalidad tal cual señala la adenda de este convenio. “El contrato que se va a seguir cumplien-do tal cual marca la adenda porque tanto para Argentina como para Bolivia, el cumplimiento

del mismo es lo mejor que nos puede pasar no solamente desde el punto de vista de integra-ción social y regional, sino sobre todo, desde la óptica de la integración energética que mantie-nen ambos países”, destacó el representante argentino, Roberto Baratta.

Montos facturados por exportación

Las ventas o exportaciones de gas natural a Brasil y Argentina, se incrementaron gradual-mente en los últimos años. Los volúmenes facturados al mercado de Brasil en el marco del GSA en el período 2006 – 2011 registró ventas históricas de aproximada-mente $us 12.065,5 millones, monto superior en 437% respecto al registrado en el período 2000 – 2005 que sumó una venta total de $us 2.248,7 millones, según datos oficiales de la Di-rección Nacional de Gas Natural de YPFB. Como se puede observar en el gráfico, du-rante la gestión 2008 los ingresos anuales por la venta de gas natural fueron elevados, dado que el petróleo comenzó tocando los 100 dólares, por primera vez en la historia del mercado de futuros, trepando en julio por encima de 147 dólares, en parte, debido a la fuerte demanda de los mercados emergentes, tales como China,

según la publicación del portal http://www.pre-ciopetroleo.net/precio-petroleo-2008.html. El crudo luego se desplomó en diciembre de ese año a menos de 40 dólares debido a que la desaceleración económica global redujo la demanda. La volatilidad del precio del petróleo en ese año, según los expertos, se debió a una situación de especulación al considerarse este producto como un activo financiero dentro del nuevo fundamento económico que repercutió esta vez a la demanda, lo cual afectó en los in-gresos durante las siguientes gestiones, produ-ciéndose una recuperación a mediados del año 2010 y durante la gestión 2011. La comercialización del energético boli-viano hacia el mercado brasileño también regis-tró otras ventas de acuerdo al siguiente detalle: el Contrato YPFB – Transborder Services - TBS (Cuiabá) vía San Matías en las gestiones 2006, 2007 y 2008, facturó un total de $us 32,7 millo-

nes; el Contrato YPFB-BG COMGAS en los perío-dos 2006, 2007 y 2008 generó $us 37 millones por las ventas de gas natural; y el contrato entre YPFB y la Companhia Mato- Grossense de Gas S.A. (MTGAS) facturó más de $us 2,7 millones en las gestiones 2008, 2010 y 2011.

En tanto que los volúmenes facturados de gas natural al mercado argentino entre 2004 y 2011(enero – octubre) asciende a un adicional de $us 2.726, 6 millones, según los registros his-tóricos de la Dirección Nacional de Gas Natural de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.

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201120102009200820072006200520042003200220012000

$us 2.248,7 millones $us 11.568,6 millones

MONTOS FACTURADOS POR EXPORTACIÓN DE GAS NATURALCONTRATO YPFB - PETROBRAS BRASIL 2000 - 2011

(en millones de dólares)

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270 271RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Operadoras comprometen mayor inversión

Las compañías petroleras que operan en Bolivia comprometieron para el 2012 una inversión récord de más $us 1.000 millones en tareas de exploración y desarrollo (Upstream) de hidrocarburos, de acuerdo a compromiso adelantado en los Programas de Trabajo y Pre-supuesto (PTP) 2012. De conformidad a lo establecido en el Contrato de Operación cláusula 3.2 del Anexo “D”, se establece que hasta el 30 de septiembre de cada año a más tardar, el titular, en este caso las empresas operadoras, deberán presentar a YPFB los programas de trabajo y presupuesto correspondiente al siguiente año. En ese contexto, las compañías operado-ras presentaron los PTP el 30 de septiembre de 2011, las que son aprobados por YPFB previo análisis y evaluación de los mismos. Las compañías operadoras que entrega-ron estos documentos, fueron Petrobras Boli-via, Petrobras Argentina, Repsol YPF, Total E&P, Vintage Petroleum, Pluspetrol Bolivia Corpora-tion SA, GTLI, YPFB Chaco, YPFB Andina, Mat-petrol, BG Bolivia y Canadian Energy que son las empresas que suscribieron los contratos de operación y tienen la obligación de presen-tar anualmente Programas de Trabajo y Presu-puesto.

Bajo la coordinación de la Gerencia Na-cional de Administración de Contratos (GNAC) y la supervisión de la Vicepresidencia de Ad-ministración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, se conforman equipos de trabajo multidisciplinarios para considerar cualquier modificación presentada en las actividades re-lacionadas a las operaciones petroleras y, en su efecto, en el presupuesto originalmente apro-bado por YPFB. Los Programas de Trabajo y Presupuesto son revisados por equipos multidisciplinarios de YPFB Corporación. Las comisiones de revi-sión y análisis están integradas por especialistas en las áreas de exploración, explotación, medio ambiente, financiero, presupuesto, legal, entre otros. Las observaciones técnicas y/o financie-ras referidas deberán tener un respaldo técnico suficiente, sólido y documentado para plantear cualquier acción correctiva a las operadoras, si ésta corresponde. Los planes de desarrollo aprobados por YPFB son ejecutados a través de los PTPs anua-les, donde se menciona las actividades a reali-zar y el costo presupuestado de una determina-da actividad hidrocarburífera.

El estado de las reservas nacionales de hidrocarburos

Las reservas nacionales de hidrocarburos en sus categorías: probadas, probables y posi-bles de gas natural cuantificadas y certificadas por la empresa norteamericana Ryder Scott Company Petroleum Consultants al 31 de di-ciembre de 2009, consignan un volumen total de 19,92 trillones de pies cúbicos (TCF por sus siglas en inglés). En un informe de 17 tomos la consul-tora de prestigio internacional certificó 9,94 TCF en reservas probadas (1P); 13,65 TCF en reservas probadas más probables (1P+2P); y

19,92 TCF entre probadas, probables y posibles (1P+1P+3P).91

De este total, se deduce una oferta aproximada de 12,43 TCF, si se toma en cuenta parámetros internacionales que consignan la estimación del 100% de las reservas probadas, más 50% de las reservas probables y 10% de las reservas posibles. Además, se contempla los recursos con-tingentes, campos sin certificar en actual pro-ducción y nuevos prospectos exploratorios en ejecución.

91 YPFB, Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscali-zación. Informe Enero-Junio 2011, SE, Bolivia, 2011, pág. 42.

Planta de Procesamiento de Gas San Antonio.

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272 273RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

2009200520042003200220012000199919981997

RESERVA NACIONAL DE PETROLEO/CONDENSADO(EN MILLONES DE BARRILES)

PROBADAS (P1) PROBABLES (P2) POSIBLES (P3)

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2009*116,1 141,9 151,9 396,5 440,5 477 486,1 462,3 465,2 209,8184,8 74,8 88,6 295,5 451,5 452,1 470,8 446,5 391,4 98,22200,9 216,7 240,5 692,0 892,0 929,1 956,9 908,7 856,6 308,0 110,2 43,6 96,5 345,1 469,8 473,9 454,8 437,7 254,7 198,22

MIL

LON

ES D

E BA

RRIL

ES

* Cer�ficación de Reservas de Hidrocarburos de Bolivia al 31 de diciembre de 2009 según Ryder Sco� Company Petroleum Consultants

PROBADAS (P1)PROBABLES (P2)P1 + P2POSIBLES (P3)

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200

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2009200520042003200220012000199919981997

RESERVA NACIONAL DE GAS NATURAL(EN TRILLONES DE PIES CÚBICOS AMERICANOS)

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2009*3,75 4,16 5,28 18,31 23,84 27,36 28,70 27,60 26,70 9,941,94 2,46 3,30 13,90 22,99 24,93 26,20 24,70 22,00 3,715,69 6,62 8,58 32,21 46,83 52,29 54,90 52,30 48,70 13,654,13 3,17 5,47 17,61 23,18 24,87 24,20 24,10 15,20 6,27

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* Cer�ficación de Reservas de Hidrocarburos de Bolivia al 31 de diciembre de 2009 según Ryder Sco� Company Petroleum Consultants

PROBADAS (P1)PROBABLES (P2)P1 + P2POSIBLES (P3)

PROBADAS (P1) PROBABLES (P2) POSIBLES (P3)

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274 275RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Líquidos

El país cuenta, además, con 487,59 millo-nes de barriles (MMBbl) de condensado y 18,65 MMBbl de petróleo entre reservas probadas, probables y posibles. Para el caso del condensado, que es el lí-quido asociado a la producción de gas natural, al 31 de diciembre de 2009 también registra re-servas incrementales. Las reservas probadas en la categoría 1P: suman 200,22 millones de ba-rriles, para la categoría 2P: 291,15 millones de barriles y para la categoría 3P: 487,59 millones de barriles.

Por categorías, el petróleo en sus reservas incrementales. En la categoría 1P: se contabili-za 9,59 millones de barriles, en la categoría 2P: 16,87 millones de barriles y en la categoría 3P: 18,65 millones de barriles.92

La cuantificación y certificación de reser-vas es un servicio empleado regularmente en la industria petrolera con el objetivo de estimar volúmenes de reservas de hidrocarburos líqui-dos y gaseosos contenidos en los reservorios en las categorías: probada, probable y posible,

92 YPFB, Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscali-zación. Informe Enero-Junio 2011, SE, Bolivia, 2011, pág. 41.

empleando definiciones internacionalmente establecidas por la Sociedad de Ingenieros Pe-troleros (SPE), el Congreso Mundial del Petró-leo (WPC) y otras. Los volúmenes de reservas deben ser ac-tualizados periódicamente, debido a la dinámi-ca de producción, desarrollo y adquisición de nuevos datos importantes, tanto en campos en fase exploratoria, así como en los campos en fase de desarrollo y/o agotamiento. Con el objetivo de ajustar y definir los volúmenes de reservas en las tres categorías probada, proba-

ble y posible, determinar potencial productivo máximo, cuantificar los volúmenes remanentes de reservas y proyectar curvas de declinación de los mismos. La compañía certificadora internacional Ryder Scott, contratada por YPFB Corporación a través de una licitación internacional pública y transparente, certificó al 31 de diciembre de 2009, 46 campos de gas natural y 19 campos petroleros, además de otros siete campos de gas condensando (petróleo liviano), en la cate-goría de recursos contingentes.

Antecedentes

La primera certificación de reservas se realizó en 1930. Por ese año en EEUU se rea-lizaron trabajos de exploración y desarrollo de campos, actividades económicas que requerían de un respaldo para garantizar la solicitud de determinados créditos. Posteriormente, aparecen diferentes or-ganizaciones e instituciones que comienzan a dar los lineamientos para hacer la estimación de reservas hidrocarburíferas.

En el año 2007 las firmas consultoras, So-ciety of Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum Geologists (AAPG), World Petroleum Council (WPC) y Society of Pe-troleum Evaluation Engineers (SPEE), se juntan con el objetivo de normar la forma y la metodo-logía para el cálculo y estimación de reservas a través de la publicación denominada “Sistema de Recursos Petrolíferos (Petroleum Resources Management System SPE-PRMS)”.

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276 277RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

El vicepresidente de YPFB, Ing. Juan José Sosa Soruco durante su explicación sobre el estado de las reservas hidrocarburiferas de Bolivia.

Metodología de estimación y certificación de reservas

A nivel internacional, se registró un cam-bio en el modelo petrofísico para cuantifi-cación y certificación de reservas que está validado y vigente. Desde 2005, se aplica un nuevo concepto para interpretación petrofí-sica de reservorios naturalmente fracturados a nivel mundial, en el que se determina los espesores netos productores con mayor preci-sión debido al avance de tecnologías, así como los nuevos factores de recuperación en base al comportamiento de los campos. Para la determinación de reservas nacio-nales, entre 2004 y 2005, la empresa De Go-lyer & Mac Naughton, solamente utilizó una metodología, basada en cálculos volumétri-cos, esto debido al poco historial de produc-ción de los megacampos, principalmente. En cambio, el soporte técnico empleado por la empresa norteamericana Ryder Scott para la determinación de las reservas actuales contempla una metodología más exhaustiva de cálculo con siete parámetros: perforación de nuevos pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, historial de producción, pruebas de potencial, datos de presiones, comportamiento de reservorios y estudios geológicos. DeGolyer & MacNaughton, conceptua-lizaba al análisis de propiedades petrofísicas

como un método convencional que suponía que dentro del reservorio, las estructuras con-tenedoras de hidrocarburos eran concebidas como un cubo lleno, “similar a una esponja lle-na de líquidos; sin embargo el nuevo método petrofísico, más exacto, señala que estas es-tructuras son fracturadas, similares al mármol, sólo dejan fluir hidrocarburos por pequeños canales, o sea, los volúmenes mesurables”, explicó el entonces vicepresidente de Admi-nistración, Contratos y Fiscalización de YPFB Corporación, Ing. Juan José Sosa Soruco. La empresa norteamericana certificó las reservas de gas entre 1997 y 2004, período en el que comienza a incrementarse las reservas de hidrocarburos y se realizan nuevos descu-brimientos, principalmente los megacampos que concentran la mayor cantidad de reservas hidrocarburíferas. En el año 2006 la misma empresa cuanti-fico una reserva probada de 12,16 TCF de gas de separador con las que contaba entonces el país. La diferencia entre los volúmenes de las reservas certificadas en el año 2004 y 2009 radica principalmente en los megacampos San Alberto, Sábalo, Itaú y Margarita que repre-sentan aproximadamente el 83 por ciento de las reservas nacionales de hidrocarburos y se debe a que:

• A partir del año 2005 se aplica una nueva interpretación del modelo petrofísico (porosidad y saturación de agua).

• Se determinan los espesores netos producidos con mayor precisión de-bido a los balances tecnológicos.

• Se establecen nuevos factores de recuperación de hidrocarburos en base al comportamiento de los campos.

Análisis propiedades petrofísica

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278 279RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Un cambio en el modelo petrofísico regio-nal basado en estudio de cuencas del Devónico en Argentina y Bolivia, fue la explicación que dio en su momento DeGolyer & MacNaughton. Ese cambio afectaba directamente a las forma-ciones Huamampampa, Icla y Santa Rosa, que son los reservorios de gas natural más grandes que tiene Bolivia. Hasta el año 2004, DeGolyer aplicó un mé-todo y a partir del 2006 recurre a otra meto-dología de análisis de propiedades petrofísicas en el que se toma en cuenta parámetros de porosidad, permeabilidad de agua, saturación, espesor, entre otros. Según el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, “una roca en el subsuelo está saturada de agua e hidrocarburos; si aumenta la saturación de agua, por supuesto que disminuye la satura-ción de hidrocarburo”, explicó.

¿Qué es lo que aplica Ryder Scott? El cambio en el modelo petrofísico que se traduce en este tipo de porosidad y en el que se advierte que la capacidad de la roca de con-tener fluido disminuye drásticamente, asimis-mo DeGolyer consideraba en su momento que todo el espesor saturado era productor. A medida que transcurría el tiempo, se des-cubrieron nuevas técnicas y nuevas herramien-tas que permitieron conocer mejor el compor-tamiento de los reservorios. “Ryder indicó que no todo el espesor es productor si no que hay intercalaciones en la roca justamente por el fracturamiento que se ha dado y que hace que solamente una parte produzca y la otra no. Así que no todo era el espesor neto que en su mo-mento consideró DeGolyer y eso nos hace bajar

drásticamente el volumen de roca saturada con hidrocarburos. ¿Qué es lo que pasaba? Reduce el espesor neto, en este caso de la roca, como también incrementa la saturación de agua”, ex-plicó Sosa. En su momento DeGolyer & MacNaughton solamente utilizó el cálculo volumétrico y em-pleó como soporte técnico de ese cálculo la perforación de los pozos. “No se olviden que el 2004 los pozos recién estaban entrando en producción, mientras que Ryder Scott a finales de 2009 utilizó como métodos de cálculo de estimación de las reservas: el volumétrico, el balance materiales, la simulación numérica de reservorios y otros”. Ryder Scott empleó como soporte técni-co la perforación de pozos, datos adquiridos durante el desarrollo del campo, el historial de producción, prueba de potencial, datos de pre-siones, comportamiento del reservorio, datos y estudios geológicos, además del desarrollo tecnológico para conocer a mayor detalle el re-servorio. Según un informe de la VPACF de YPFB, la diferencia entre los volúmenes de las reservas determinadas en los años 2004 y 2009 radica principalmente en los megacampos San Alber-to, Sábalo, Itaú y Margarita, que representan aproximadamente el 83% de las reservas nacio-nales de hidrocarburos y se debe a que a partir de 2005 se aplica un nuevo modelo petrofísi-co para los “Reservorios Naturalmente Frac-turados”, se determinan los espesores netos productores con mayor precisión debido a los avances tecnológicos y se determinan nuevos factores de recuperación de hidrocarburos en base al comportamiento de los campos.

Ciclo de vida de un proyecto

Para entender el significado de “recursos y reservas”, se recurrirá al ciclo de vida de un determinado proyecto hidrocarburífero. “Ima-ginemos, en primera instancia, un área donde no hay nada descubierto. Aquí se aplica el re-curso prospectivo (prospecto o proyecto explo-ratorio), que en función a cuánto o más datos se tenga del área, se puede estimar si cuenta con un bajo estimado de potencial, un mejor estimado o un alto estimado; esto en función a la incertidumbre trabajada en ese proyecto”, explicó Sosa. En caso de resultar el proyecto negativo, concluye la vida del mismo de manera prelimi-nar. “En caso de un descubrimiento o éxito en este recurso prospectivo, pasamos automática-mente a la segunda fase referida a los recursos contingentes. Se los llama así porque no están asociados a la comercialización; es decir, no tie-nen mercado, infraestructura de superficie, sis-temas de recolección ni ductos”, explicó Sosa. De acuerdo al rango de incertidumbre, se puede advertir una mayor certeza en las ca-tegorías que van desde el “bajo estimado”, el “mejor estimado” y el “alto estimado”. “Si a este recurso contingente declaramos su comercialidad, inmediatamente construimos la planta de proceso de hidrocarburos, los duc-tos y todas las facilidades de transporte, enton-ces estamos ya en condiciones de producir, por tanto, recién este recurso contingente califica como reserva. En otras palabras, la reserva está asociada a la comercialización del hidrocarburo en sí. Los que tengan mercado es reserva y los

que no tiene mercado es solamente un recur-so”, detalló el Vicepresidente. El tiempo de vida de un proyecto contem-pla diferentes ciclos: exploración, producción temprana, producción media y producción tar-día. A estos tipos de producción se aplican dife-rentes métodos de estimación de reservas “Para el caso de la exploración tenemos el método analógico, pues no tenemos un pozo descubierto solamente que esos recursos que están en el subsuelo se estiman con métodos analógicos comparando reservorios de caracte-rísticas similares en áreas adyacentes”, comple-mentó Sosa. Luego del éxito alcanzado en la fase de ex-ploración, se pasa a la etapa de producción en el que se aplican otros métodos. Antes que la producción temprana llegue a un 10% del total campo, se aplica el método volumétrico. Este método es similar al cálculo del volumen de un tanque en condiciones está-ticas, ejemplificó Sosa. “A medida que continúa la producción del campo y tenemos mayor información sobre el comportamiento de los reservorios, tenemos pruebas de presión, conocemos el historial de producción del campo; podemos ir aplicando a partir de más del 10% de la producción del campo, el método del Balance de Materiales”, mencionó Sosa al aclarar que en este método intervienen factores dinámicos, pues se consi-dera que existe flujo y migración de los hidro-carburos hacia la zona donde está un determi-nado pozo. Otra forma de estimación de reservas, es el método de declinación que se aplica a los

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280 281RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

campos maduros en zonas de su última eta-pa de producción. Consiste en ver cuál es el comportamiento de la declinación del campo y cuál es la tendencia que tiene al finalizar su producción. La simulación numérica de reservo-rios, es otro método de estimación de reser-vas de hidrocarburos que puede asociarse con la medición de un tanque en condiciones di-námicas. Se trata de un estudio más detallado del Balance de Materiales. El total de la demanda del merca-do interno y mercados de exportación en los

próximos 16 años, será de 14,8 TCF, de acuer-do a un balance oficial que establece un con-sumo histórico promedio de 0,5 a poco más de un 1 TCF por año en función de la evolución de los requerimientos. Para el análisis del balance produc-ción - demanda, se consideró las reservas, los recursos y la demanda expresada en el Plan Estratégico Corporativo 2011-2015 de la esta-tal petrolera. La demanda de gas natural tanto en el mercado interno como en el mercado externo, es menor a la oferta, situación que

garantiza todos los requerimientos de los con-sumidores del energético hasta el año 2026, horizonte del contrato de exportación de gas a la República Argentina. Si se toma en cuenta parámetros in-ternacionales, la oferta se calcula en base al 100% de las reservas probadas (9,94 TCF), el 50% de las reservas probables (1,9 TCF), el 10% de las reservas posibles (0,63 TCF); ade-más de los recursos contingentes (3,53 TCF), campos sin certificar en producción (0,82 TCF) y nuevos prospectos exploratorios en ejecu-ción (1,72 TCF). Para cumplir con los mercados de ex-portación, se necesitará en total de 10 TCF. Se calcula que el mercado brasileño demandará 5,9 TCF en función al contrato GSA (Gas Supply Agreement) con Petrobras vigente hasta el año 2019. De igual manera, Argentina requeri-rá 4,1 TCF hasta el 2026, de acuerdo al contra-

to de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) suscrito en 2006 y vigente hasta el año 2026. Para cubrir la demanda del mercado interno, se atenderá con 3,1 TCF a los sectores eléctrico, residencial, comercial e industrial. Además, se masificará el uso del gas domici-liario y el Gas Natural Vehicular (GNV). Tam-bién se garantiza la entrega del producto para poner en marcha las Plantas de Separación de Líquidos de gas natural en Río Grande (Santa Cruz) y Gran Chaco (Tarija). En proyectos de industrialización re-feridos a la planta petroquímica de amoniaco urea, se requerirá 0,4 TCF; para la transforma-ción de gas en diesel (GTL) la demanda será 0,6 TCF y para el proyecto siderúrgico de El Mutún se requiere 0,6 TCF. La sumatoria de todo este mercado implica una demanda de 14,8 TCF.

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282 283RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

El transporte estratégico de hidrocarburos en Bolivia

YPFB Transporte S.A. es una empresa bo-liviana de servicio público, dedicada al trans-porte de hidrocarburos por ductos desde los campos productores hasta los diferentes cen-tros de consumo del mercado nacional y de exportación. Ejerce un papel estratégico en el sector energético de Bolivia como operadora y propietaria de una red de 6.253 kilómetros de ductos (gasoductos y oleoductos) que atraviesa el territorio nacional. La transportadora estatal surge de la nacio-nalización de todo el paquete accionario de TR Holdings en Transredes S.A., como parte de la recuperación de la soberanía económica sobre los hidrocarburos del país. La subsidiaria inició sus operaciones el 16 de mayo de 1997. En esa etapa, los principales accionistas de la ex Transredes S.A. eran TR Hol-dings Ltda. con una participación accionaria del 50%, las Administradoras de Fondos de Pensio-nes (AFP), Futuro de Bolivia y BBVA Previsión, con una participación del 34% e inversionistas privados y ex trabajadores de YPFB con el saldo. El 1 de mayo de 2006, en cumplimiento al Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos “Héroes del Chaco”, las acciones de las AFP fueron transferidas en su totalidad a YPFB. El 2 de junio de 2008, en cumplimiento al artículo 2 del Decreto Supremo N° 29586, la totalidad de las acciones de TR Holdings Ltda. fueron recuperadas por el Estado Plurinacional de Bolivia bajo la titularidad de YPFB, por lo que actualmente YPFB Transporte S.A. es una empresa de propiedad de todos los bolivianos, regulada por la Agencia Nacional de Hidrocar-buros (ANH).

Después de años de postergación de la iniciativa privada, la nacionalización de los hi-drocarburos decidida por el presidente Morales Ayma, permitió a YPFB Transporte, incrementar el volumen de gas natural transportado al mer-cado interno en 87%, entre 2006 a 2011. Con una serie de obras de construcción y ampliación de ductos, la capacidad de trans-porte de hidrocarburos en el prioritario mer-cado interno, hasta 2011, fue de 280 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMpcd), cuando hace cinco años sólo alcanzaba a 150 MMpcd. Tan solo durante la gestión 2011 el volu-men total de gas natural transportado al mer-cado interno registró un incremento del 11% con respecto a la gestión anterior. En 2011, las entregas al sector termoeléc-trico alcanzaron un crecimiento del 12% a cau-sa del aumento de la demanda de energía y por las bajas precipitaciones pluviales registradas, lo que limitó la capacidad de generación hi-droeléctrica. En tanto que el volumen de las exportacio-nes de este energético a los mercados de Brasil y Argentina aumentó en 17 por ciento, en ese mismo período de evaluación, hasta alcanzar a 622 MMpcd. En 2006, este registro sólo se esti-maba en 533 MMpcd. El volumen promedio de gas natural trans-portado al mercado de exportación aumentó en un 15% el 2011, con respecto a la gestión anterior. Este incremento fue resultado de un mayor volumen producido y transportado al mercado de Argentina. El gas natural transportado al mercado de exportación en 2011 registra un prome-dio de 17,59 Millones de Metros Cúbicos Día

(MMmcd) con una desviación de 5,04% por encima de lo programado y un incremento en el gas transportado de 2,28 MMmcd (14,91%) con respecto al período 2010. Este incremento es acompañado con las inversiones realizadas en el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), Fase I. De los 17,59 MMmcd promedio de gas natural transportado al mercado externo, el 57,63% va destinado hacia el Brasil (Contrato GSA) y el 42,97% hacia la Argentina (Contrato ENARSA).93

El gas natural transportado al mercado interno durante 2011 fue de 7,67 MMmcd

93 Revista Corporativa, Resultados de Gestión Empresarial 2011, Gerencia Nacional de Empresas Subsidiarias de YPFB. Pág 43.

con una variación de 1,29% por encima de lo programado y un incremento de 0,76 MMmcd (11,04%) con respecto a la gestión anterior. Este aumento va acompañado de las inver-siones realizadas en el Gasoducto Al Altiplano (GAA) Fase III B y el Gasoducto Carrasco Cocha-bamba (GCC) que incrementó la capacidad de transporte en un total de 25,02MMpcd. De los 7,67 MMmcd de gas natural trans-portado para el mercado interno, un 47,89% fue destinado a la distribución de gas por re-des, 42,93% a la generación de energía eléctri-ca en el Sistema Interconectado Nacional (SIN), 3,72% al sistema de generación eléctrica aisla-da y un 5,46% al consumo directo.

0

200

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1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

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pcd)

GAS NATURAL TRANSPORTADO

107 113 109 105 85 91 109 113133 150

169189

214250

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533553 563

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280375

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904

Interno Exportación Contratos Firmes Capacidad del Sistema

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284 285RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Volúmenes de hidrocarburos líquidos transportados

El transporte de hidrocarburos líquidos al mercado interno en la gestión 2011 se incre-mentó en 4% con respecto al año anterior, prin-cipalmente por un mayor envío de hidrocarbu-ros condensados asociados a la producción de gas natural. El transporte de líquidos al mercado de ex-portación, específicamente, crudo reconstitui-do (Recon) , tuvo un incremento del 19%.94

De acuerdo al Resultados de Gestión Em-presarial 2011, publicación de la Gerencia Na-cional de Empresas Subsidiarias de YPFB Corpo-ración, el transporte de hidrocarburos líquidos para el mercado interno alcanzó un promedio de 51,84 Mbpd durante el período evaluado, con una variación positiva del 7,35% respecto al volumen programado y un incremento de 2,60 Mbpd (5,02%) con respecto a la gestión 2010. El incremento responde a la necesidad de satisfacer con mayor cantidad de crudo a las refinerías para hacer frente a la creciente de-manda de carburantes que requiere el mercado interno. Mientras que el transporte de hidrocarbu-ros líquidos destinados a la exportación regis-tró un valor promedio en 2011 de 8,39 Mbpd, con una desviación de 26,62% por encima del volumen programado. Con respecto a la ges-tión 2010, se registró una elevación promedio de 1,33 Mbpd (18,78%). El incremento en el transporte de hidrocarburos líquidos para la ex-portación se debe a una mayor producción de Recon de las refinerías.

94 Memoria de YPFB Transporte, 2011.

Según la Memoria Anual de YPFB Transpor-te, como en años anteriores, el 2011 los siste-mas de transporte de gas y líquidos mantuvie-ron un alto nivel de capacidad y disponibilidad, reflejando la efectividad de los programas de la empresa en gestión, operación y mantenimien-to de ductos.

Disponibilidad del Sistema Este indicador destaca la disponibilidad del sistema de transporte de gas natural y líquidos durante cada gestión. Los porcentajes ilustra-dos evidencian que se ha superado el objetivo de la empresa de 97% de disponibilidad del sis-tema, lo que significa que los ductos han esta-do operando efectivamente, con un mínimo de interrupciones. Durante 2011 las inversiones de YPFB Trans-porte S.A. se destinaron a proyectos de expan-sión de capacidad del sistema de transporte. Estas ampliaciones son necesarias para cumplir con la demanda del mercado interno y de ex-portación, tanto de gas como de líquidos. Al mismo tiempo, se realizaron inversiones que garantizan la continuidad del servicio de trans-porte de hidrocarburos, con la implementación de proyectos de seguridad operativa, la incor-poración de 17 nuevas tecnologías y la mejora de la calidad en el servicio de transporte me-diante proyectos de mantenimiento de oleo-ductos, gasoductos, equipos y estaciones. El gráfico muestra que en el período 2006-2011, los niveles de inversión son los más altos de la historia de la empresa, ya que se alcanzó

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

2001 2002 2003 2004 2005 2006 20072008 2009 2010

2011

LIQUIDOS TRANSPORTADOSMiles de barriles por Día (MBpd)

DISPONIBILIDAD DEL SISTEMA

Porcentaje (%)

Exportación Interno

Gasoductos Oleoductos

Contratos Firmes DomésticoContratos Firmes Exportación

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35

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286 287RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

un total de $us 453,59 millones y una inversión promedio superior a los $us 75,60 millones. La gestión 2011 marcó un registro histórico con una ejecución de $us 114 millones. Estas inver-siones incluyen:

a) Expansiones del sistema de Gas: Gasoducto Juana Azurduy (GIJA Fase

I); Estación de Compresión GIJA (GIJA Fase II); Gasoducto al Altiplano Fase II, III, IV; Gasoducto Carrasco-Cochabam-ba; Interconexión Santa Rosa-Puente de Medición, Gasoducto Sucre-Potosí, Incremento MOP DGPI, Gasoducto Villamontes-Tarija; Gasoducto Taquipe-renda-Cochabamba y Gasoducto Tarabu-co-Sucre.

b) Expansión del sistema de Líquidos: Líquidos Sur 33 Mbpd y Líquidos Asocia-

dos al GIJA. c) Proyectos de Continuidad de Servicio: Continuidad Operativa, Seguridad Ope-

rativa, Medioambiente, Optimización, Infraestructura, Tecnología Informática y Administración.

Total inversiones de capital acumuladas Para abastecer los mercados interno y de exportación se realizaron inversiones en los sistemas de transporte para expandir su capaci-dad y garantizar la continuidad del servicio con calidad y confiabilidad. La inversión acumulada

de YPFB Transporte S.A. al 31 de diciembre de 2011 asciende a $us 883,18 millones. YPFB Transporte es la tercera empresa más grande del grupo corporativo de las seis subsi-diarias. En lo que respecta al valor contable de los activos totales, cerrando la gestión 2011 con $us 1.271 millones de dólares, un 4% ($us 55 millones) más que el año anterior. En este contexto, la utilidad neta al 31 de diciembre de 2011 de YPFB Transporte fue de $us 89 millones, sumando un 27% a la utilidad total corporativa de las seis empresas subsidia-rias (YPFB Andina, YPFB Chaco, YPFB Refina-ción, YPFB Logística y YPFB Aviación), fue de $us 336 millones. La empresa entregó una utilidad neta de 89 millones de dólares en 2011 lo que repre-senta 60% de los ingresos operativos, esto sig-nifica que en promedio la capacidad de generar utilidades netas de YPFB Transporte fue de $us 7,5 millones de dólares por mes en el periodo examinado, según datos de la Gerencia Nacio-nal de Empresas Subsidiarias de YPFB. La gestión institucional de YPFB Transpor-te permitió a la empresa alcanzar resultados altamente positivos como su crecimiento y el aumento sustancial en las inversiones que al-canzaron niveles extraordinarios en 2011. A continuación presentamos algunos de los lo-gros más relevantes de la empresa relaciona-dos a la gestión institucional:

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Inversiones de capital inversiones de capital acumuladas

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TOTAL INVERSIONES ACUMULADASUS$ 883 MILLONES

(incluyendo gasoducto Bolivia-Brasil en millones de dólares)

TOTAL INVERSIONES ACUMULADASUS$ 883 MILLONES

(incluyendo gasoducto Bolivia-Brasil en millones de dólares)

Gasoducto Bolivia-Brasil

101

Expansión Gas

397

Expansión Líquidos

81

Con�nuidad de servicios

282

Tecnología informá�ca/otros

22

• A diciembre del 2011 se invirtió aproximadamente $us 759,54 millones en pro-yectos de expansión y de continuidad del servicio. Se incrementó la capacidad de transporte por ductos para atender la creciente demanda de gas natural en los departamentos de La Paz, Oruro, Cochabamba, Tarija, Chuquisaca, Potosí y Santa Cruz.

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288 289RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

• Inversiones de capital récord en la historia de la empresa de $us 113,95 millones en proyectos de expansión y de continuidad del servicio de transporte, permitiendo con ello, atender la demanda del mercado de acuerdo con los pronósticos de la misma. En la actualidad el consumo promedio (anual) de gas del mercado interno abastecido por YPFB Transporte ronda los 7,7 MMmcd.

• Crecimiento aproximado del 7,3% en los ingresos asociados al servicio de trans-porte de hidrocarburos por ductos, alcanzando un total de aproximadamente $us 165,72 millones de facturación durante la gestión 2011, como consecuencia del crecimiento de los volúmenes demandados por el mercado interno y la mayor exportación de volúmenes de gas natural al mercado argentino.

• Autorización para la emisión de Bonos Privados “YPFB Transporte 2P” por un mon-to aproximado de $us 59,46 millones para financiar los proyectos ampliación Ga-soducto Villamontes-Tarija (GVT) y Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA Fase I.

• Firma de contratos de servicio de transporte con YPFB Casa Matriz hasta el 2021 para gas y líquidos, por un valor nominal de ingresos esperados de $us 521,3 mi-llones. Esto asegura los ingresos futuros de la empresa y da soporte a la ejecución de los proyectos, puesto que es un requerimiento financiero para la consecución de fondos.

• Firma del Acta de Consensos entre los equipos técnicos de Casa Matriz y YPFB Transporte sobre la propuesta tarifaria elaborada por la empresa. La propuesta consensuada será presentada el 2012 a la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) para su consideración y aprobación. Se debe mencionar que no se efectuó una revisión tarifaria desde el 2001, misma que urge hacerla en función de la ex-pansión del sistema de transporte.

• Renovación de la certificación OHSAS 18001:2007 y mantenimiento de las certifi-caciones ISO 9001:2008 e ISO 14001:2004 como resultado de la auditoría externa realizada por la Certificadora TÜV Rheinland en octubre de 2011.

• Durante la Gestión 2011 Recursos Humanos implementó diversas estrategias y proyectos:

La infraestructura de ductos

Bolivia extendió su infraestructura de duc-tos en 2011 con la construcción de 134 kilóme-tros de gasoductos para el mercado interno, lo que permitió incrementar la capacidad de transporte de gas natural en 28 Millones de Pies Cúbicos por Día (MMpcd) y 464 Barriles por día (Bdp) a través de los proyectos Gasoducto Ca-rrasco Cochabamba (GCC), tramo I y Gasoducto al Altiplano Tramo 3b (GAA III-b) que administra YPFB Transporte. Hasta inicios de 2010, el sistema de ductos en Bolivia estaba conformado por 3.679 kiló-metros de gasoductos, 2.574 oleoductos lo que hace un total de 6.253 kilómetros, a los que se suma los 134 construidos durante la pasada gestión. Adicionalmente, YPFB Logística cuenta con 1.447 kilómetros de poliductos que se ex-tienden a lo largo y ancho del país.

Fuente: YPFB Transporte

YPFB Transporte es la transportadora oficial de hidrocarburos por ductos más importante de Bolivia. Su principal área de negocios es el transporte de gas natural, y líquidos (crudo na-tural, crudo reconstituido y gas licuado de pe-tróleo). La compañía opera y es propietaria de gasoductos y oleoductos a lo largo de la diversa geografía boliviana. Esta empresa tiene como

filial a Gas Trans Boliviano (GTB) que administra el Gasoducto Bolivia Brasil, en el tramo nacio-nal. Su área de influencia comprende 93 mu-nicipios en siete de los nueve departamentos de Bolivia y más de 783 comunidades de habla hispana, quechua, aymara, guaraní entre otros. Transporta hidrocarburos producidos en el país, tanto al mercado doméstico como a Brasil y Ar-gentina. Entre los gasoductos que transportan gas para el mercado interno están: el Gasoducto al Altiplano (GAA) que abastece a La Paz, Oruro y Cochabamba, opera a plena capacidad. Los gasoductos Taquipirenda-Tarabuco (GTT), Tarabuco-Sucre (GTS) y Sucre-Potosí (GSP) en su primera fase se encuentran a plena capacidad. El gasoducto Villamontes-Tarija (GVT)utiliza el 90% de su capacidad, actualmente se desa-rrolla un estudio para su ampliación debido a que las actividades de producción, industriali-zación y consumo doméstico se incrementaron en la región. El sistema de ductos se complementa con el funcionamiento de 18 estaciones de compre-sión, conformadas por 81 equipos de acuerdo al siguiente detalle: YPFB Transporte, 13 es-taciones de compresión conformada por 68 equipos con una potencia instalada de 71.480 Caballos de Fuerza (HP); GTB, cuatro estaciones de compresión conformada por 11 equipos con 166.410 Caballos de Fuerza (HP) de potencia instalada.

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290 291RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Ductos de exportaciónLa red de ductos abarca siete departamentos de Bolivia

Bolivia tiene actualmente dos gasoduc-tos de exportación: el Gasoducto Bolivia-Brasil (GASBOL) y el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA). El gasoducto Bolivia-Brasil es el más largo de Sudamérica, tiene una longitud de 3.150 kilómetros, se inicia en Río Grande, Santa Cruz y concluye en San Pablo, Brasil. En el tramo boliviano, este ducto mide 556 kilómetros. Se extiende desde la estación de medición de Río Grande hasta el Mutún, atraviesa las provincias Cordillera y Germán Bush del departamento de Santa Cruz, esta tubería de 32 pulgadas de diá-metro tiene una capacidad de transporte de 31 Millones de Metros Cúbicos Día (MMmcd). La tubería utilizada alcanzó a 540 mil to-neladas, a lo largo de la línea troncal se en-cuentran instaladas 105 válvulas de bloqueo ubicadas a 30 kilómetros cada una y dos jue-gos de trampas receptoras situadas en San José de Chuquitos y en Yacuses, a 80 kilómetros de Puerto Suárez. Tiene cuatro estaciones de com-presión en Izozog, San José de Chiquitos y Ya-cuses. GasTrans Boliviano (GTB), subsidiaria de YPFB Corporación es la compañía que opera el Gasoducto Bolivia-Brasil en territorio nacional. “En el lado brasileño el gasoducto recorre 2.594 kilómetros desde Corumbá atravesando Sao Paulo, doblando al sur hasta la ciudad de Porto Alegre. El ducto empieza en la frontera entre Bolivia-Brasil, al sur de la ciudad de Co-rumbá en el Estado de Mato Grosso do Sul, y continúa al sudeste cruzando el río Paraguay. La ruta se interna a través del Pantanal corrien-do de manera paralela a la carretera BR-262. En el segmento Km 700 a través del Estado Mato

Grosso do Sul, el gasoducto cruza los ríos Mi-randa, Pardo y Verde. Dentro del Estado de Sao Paulo cruza los ríos Paraná y Tieté”.95

Tiene un ramal hacia Cuiabá-Brasil de 360 Kilómetros a partir de la estación de compre-sión de Chiquitos. El objetivo de la construcción del gasoducto a Cuiabá es transportar gas a la Planta de Energía Eléctrica Cuiabá, en el Estado de Mato Grosso do Sul a fin de satisfacer la de-manda energética de esa región del Brasil. Tie-ne una longitud de 626 kilómetros y la tubería un diámetro de 45 centímetros. El 14 de septiembre de 2011, El presidente ejecutivo de YPFB, Carlos Villegas y la directora de Energía de Petróleo Brasileiro S.A. (Petro-bras) María Das Graças Foster, firmaron una Adenda al vigente Contrato de Compra Venta de Gas Natural (GSA) que permitirá instalar un nuevo punto de entrega de gas natural, de hasta 2,2 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd), en la localidad fronteriza de San Ma-tías en el objetivo de abastecer la termoeléctri-ca Mário Covas. Para YPFB, la inclusión de este nuevo pun-to de entrega es de gran importancia, pues permitirá estabilizar la producción en época de baja demanda de gas natural, debido a que las modificaciones realizadas solo fueron introdu-cidas al Contrato de Transporte TCX. El beneficio fundamental para Bolivia con-siste en que en el período de baja demanda se estabiliza la nominación, porque Petrobras no podrá nominar volúmenes inferiores a 24

95 Los laberintos de la tierra: gasoductos y sociedad en el oriente boliviano (PIEB).

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292 293RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

MMmcd para abastecer el nuevo punto de entrega, garantizando de esta manera una pro-ducción estable de hidrocarburos líquidos aso-ciados al gas natural, lo que traerá consigo me-nores volúmenes de importación de gasolina y GLP, que generará de esta manera un ahorro para el Estado boliviano. La adenda de Río de Janeiro, considera, en-tre otros aspectos técnicos, los volúmenes a ser suministrados por la estatal petrolera boliviana en el nuevo punto de entrega, los cuales forma-rán parte de los volúmenes comprometidos en el Contrato de Compra Venta de Gas Natural GSA (Gas Supply Agreement) que es actual-mente operativizado por YPFB y Petrobras.96

En junio de 2011 entró en funcionamien-to el Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) de 43 kilómetros de longitud y 32 pul-gadas de diámetro, éste se extiende desde el campo Margarita, en Tarija, hasta Madrejones frontera con Argentina. En el vecino país, el ga-soducto de 30 kilómetros de extensión parte desde Refinor y llega hasta Campo Durán. Esta infraestructura se unirá al Gasoducto del Nor Este Argentino (GNEA). La obra demandó una inversión de 32 mi-llones de dólares, correspondiente a la primera fase del proyecto (2010-2011). La segunda fase contempla el montaje de una estación de com-presión (2012), con lo que alcanzará a 88 mi-llones de dólares. La compañía filial de YPFB Transporte, Gas TransBoliviano (GTB), registra el 95 por ciento de avance en la perforación horizontal direc-cional de 2.7 kilómetros en el cruce Río Grande para garantizar la entrega ininterrumpida de gas natural a Brasil.

96 Agencia de Noticias de YPFB, 14 de septiembre de 2011.

Adicionalmente, está en ejecución la terce-ra fase del gasoducto Villamontes-Tarija (GVT), el Tramo II del Gasoducto Carrasco-Cochabam-ba (GCC), la Expansión Líquidos Sur Asociado al GIJA y ampliaciones del Gasoducto Al Altiplano (GAA). El tramo II del GCC que presenta un avance del 59 por ciento al 31 de diciembre de 2011 en su incursión por una zona con fallas geológicas y el cruce de varios ríos. El Tramo II del Gasoducto Carrasco Cocha-bamba es considerado como el más difícil. El ducto de 78 kilómetros atravesará por una serie de ríos. Este tramo sale de Villa Tunari y llega a Pampa Tambo. Atraviesa la zona denomina-da El Sillar, que es considerada como la más complicado por la topografía accidentada, con muchos riesgos geotécnicos y alta precipitación pluvial. La gran dificultad son los cruces de río y también las zonas que son geológicamente inestables, se tratarán de hacer muchas “obras de arte” para que el ducto esté con la debida seguridad. Los problemas en el tiempo se con-trolarán con mantenimiento y obras de preven-ción para mitigar probables interrupciones. El GCC, que tendrá aproximadamente 250 kilómetros de longitud y tubería de 16 pulga-das de diámetro, consta de tres tramos: Tramo I entre Carrasco y Villa Tunari de 108 kilómetros; Tramo II entre Villa Tunari y Pampa Tambo de 78 kilómetros; y el Tramo III entre Pampa Tam-bo-Cochabamba de 65 kilómetros. La inversión para concretar los tres tramos se estima bor-deará los 172,5 millones de dólares. Gran parte del GCC acompaña al trazo el Oleoducto Carrasco Cochabamba (OCC), buena parte de los ríos serán atravesados por perfo-

raciones dirigidas (debajo del lecho), en otras áreas se realizará excavaciones a zanja abierta. Entre 2010 y 2011, YPFB Transporte cum-plió con proporcionar la capacidad de trans-porte de gas natural e hidrocarburos líquidos requerida por el mercado. Esta operación fue realizada siguiendo los más altos índices de se-guridad y disponibilidad operativa como resul-tado de las inversiones realizadas en el mante-nimiento y mejoras de la red de ductos. El desarrollo de poliductos también es una prioridad para la estatal petrolera. El Poliducto Cochabamba-Oruro-La Paz (OCOLP), fue construido entre 1955 y 1956, y

cuenta con una línea paralela que va de Sica Sica a Senkata. Sirve como medio de transpor-te para el suministro de combustibles al área occidental de Bolivia (Oruro-La Paz). Con una longitud de 365 kilómetros de los cuales 78,7 están enterrados y el resto en superficie, este poliducto opera 365 días al año. El OCOLP se inicia en la Estación Cabecera de Cochabamba situada a 2.630 metros sobre el nivel del mar (m.s.n.m.) y cuenta con tres esta-ciones intermedias de bombeo: Estación Sayari 54+805 Kilómetros a 3.464 msnm, la Estación Caracollo 203+000 a 3.776 msnm que opera ocasionalmente y la Estación Oruro 165+300

El Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que une a Bolivia y Argentina, entró en opreacón el 30 de junio de 2011.

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294 295RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

a 3.712 msnm, llegando a la Estación Terminal Senkata, en la ciudad de El Alto. La capacidad máxima actual de bombeo es de 12.000 BPD. Poliducto Cochabamba-Puerto Villarroel (PCPV) construido entre 1987 y 1989, sirve de medio de transporte para el suministro de la zona nor-este del país, de gasolina especial, kerosene y diesel oil. La zona de influencia son las ciudades de Villa Tunari, Chimoré, Shinaota, Ivirgarzama, Entre Ríos y Puerto Villarroel, ade-más de las ciudades de Trinidad, Guayaramerin y Riberalta, mediante carguío. El régimen de bombeo de productos livia-nos, gasolina especial y kerosene es de 1.887 BPD (300 m3/D) y el de diesel oil es de 1.761 BPD (280 m3/D), regímenes que están en fun-ción de los productos empaquetados en el poli-ducto. El ducto tiene tres pulgadas de diámetro y una longitud de 224,86 kilómetros de los cua-les 53 Kilómetros están enterrados y el resto en superficie. Cuenta con una estación de bombeo y tres estaciones reductoras de presión: Pampa Tambo, Santa Isabel y Lima Tambo y su terminal de recepción en la localidad de Puerto Villa-rroel. El Poliducto Santa Cruz-Choreti (OCSZ-I) fue construido en 1958 con el objeto de que trans-portar crudo desde Camiri hasta la Refinería de Santa Cruz. En 1978 se construyó el Oleoducto OCSZ II para el transporte de crudo, y el OCSZ I fue transformado en poliducto para el trans-porte de derivados de petróleo desde la Refine-ría Guillermo Elder Bell, hacia Camiri. Este poliducto tiene una longitud de 270 kilómetros, tres estaciones de bombeo (Palma-sola, Cabezas y Tatarenda) y la terminal de re-cepción en Camiri. Con una capacidad de trans-porte de 4.000 BPD. El Poliducto Camiri-Sucre (OCS) fue cons-truido entre 1947 y 1949, tiene como finalidad el abastecimiento de derivados de petróleo

a Monteagudo, Tarabuquillo, Qhora Qhora y Potosí. Tiene dos tramos: el primero con una tubería de seis pulgadas desde Chorety hasta Tapirani con una longitud de 236 kilómetros y una capacidad de transporte de 8.000 BPD; el segundo con una tubería de 4” y una longitud de 303,80 km desde Tapirani a Sucre, con una capacidad de trasporte de 4.000 BPD. Un 90% del ducto está en la superficie sobre soportes, el 10% corresponde a tramos enterrados en zo-nas de carreteras y cruces. Este poliducto cuenta con cinco estaciones de bombeo (Chorety, Monteagudo, El Rosal, Ta-rabuquillo y Tapirani) y una terminal de recep-ción (Qhora Qhora). El Poliducto Sucre-Potosí (PSP) cumple la finalidad de transportar productos terminados de hidrocarburos como gas licuado de petróleo, gasolina especial y diesel oil, desde la Planta de Sucre (Qhora Qhora) a la estación de bombeo de Mariaca y luego a la Planta de Potosí, fue construido entre 1974 y 1975, abastece las ciu-dades de Potosí, Tupiza y Uyuni. La longitud de este poliducto es de 108,70 kilómetros, con una tubería de tres pulgadas, la capacidad de trans-porte es de 3.000 BPD. Poliducto Villamontes-Tarija (PVT), construi-do de 1986 a 1989, tiene como función el trans-porte de productos elaborados, gas licuado de petróleo, gasolina especial, diesel oil y kerose-ne, incluyendo GLP, para abastecer Tarija y las zonas comerciales de Bermejo y Villazón. Con una longitud de 176 kilómetros, el poliducto es de cuatro pulgadas de diámetro.El poliducto tiene dos estaciones de bombeo (Villamontes y Entre Ríos) y la terminal Tarija. Con una capacidad actual de transporte de 1.500 BPD.97

97 Memoria Anual YPFB Logística 2008.

Almacenaje de combustibles

YPFB Logística es una empresa que forma parte de YPFB Corporación, está a cargo de la logística de transporte, almacenaje y despacho de hidrocarburos refinados del petróleo a nivel nacional, para ello cuenta con dos unidades de negocio: transporte de hidrocarburos líquidos mediante poliductos a nivel nacional y almace-naje y despacho de hidrocarburos líquidos me-diante terminales de almacenaje. La estatal petrolera pagó en diciembre del año pasado, 16,443.000 dólares por el paquete accionario de la Compañía Logística de Hidro-carburos Boliviana (CLHB), nacionalizada en 2008 con la promulgación de un decreto supre-mo del gobierno nacional. La empresa subsidiaria de YPFB Corpora-ción es propietaria de 19 plantas de almacenaje instaladas y 98 tanques distribuidos en ocho departamentos del país, excepto Pando, de las cuales 16 (plantas) se encuentran en operación. Estos, prestan el servicio de recepción, almace-namiento y despacho de productos refinados de petróleo (diesel oil, gasolina especial, gaso-lina premium, jet fuel, gasolina de aviación y kerosén). YPFB Logística ampliará su capacidad de almacenaje de gasolina y diesel en un 150

por ciento, emprendimiento que demandará la inversión de 120 millones de dólares en el próximo quinquenio (2011-2015). En lo que se refiere a diesel se aumentará en casi el 70% y gasolina en 130%, teniendo en cuenta que en un futuro inmediato se debe construir la refinería en el altiplano. Éste com-plejo tendrá una planta de almacenaje asociada con lo que la capacidad de almacenaje a nivel nacional. Para la gestión 2012, YPFB Logística tiene previsto invertir 14 millones de dólares en pro-yectos de almacenaje y transporte de hidrocar-buros líquidos refinados. Actualmente, YPFB Logística tiene una ca-pacidad de almacenaje para diesel de 70 mil metros cúbicos y gasolina especial de 50 mil metros cúbicos. Las plantas de Senkata, Santa Cruz, Oruro y Valla Montes serán ampliadas paulatinamente. La actividad de almacenaje permite evaluar el tiempo que la capacidad instalada garantiza el abastecimiento de cada producto a la pobla-ción de influencia, a través de la disponibilidad de espacio para generar un stock de seguridad.

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296 297RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Redes de Gas

Las década del 90, marca para el país el inicio de la distribución de gas natural por re-des con la Cooperación Francesa y la ejecución de proyectos aislados y experimentales, ade-más de la decisión gubernamental de entregar en concesión la distribución del energético a la empresa privada.

La denominada “guerra del gas” de octu-bre de 2003, da un giro al concepto tradicional del manejo de nuestros recursos naturales y en particular al servicio de distribución de gas natural domiciliario.

En 2005 se inicia el proyecto 39-K que planteaba la ejecución de 39 mil instalaciones domiciliarias. En agosto de ese año, se pro-mulga el Decreto Supremo 28291, instrumen-to jurídico que crea el Fondo de Redes y Fon-do de Operaciones e instruye las instalaciones gratuitas.

El gobierno del Presidente del Estado Plu-rinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, a par-tir de 2006 brindó todo el apoyo y respaldo a la continuidad del proyecto 39-K. En agosto de 2008 se crea la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos en base a la estructura de la Di-rección de Gas y el personal del proyecto 39-K con el principal objetivo, “la masificación del uso del gas natural”.

Posteriormente, la Constitución Política el Estado declara en su artículo 20 que el uso del gas natural es un derecho de la población boliviana y establece como un servicio básico.

Bajo la dirección del presidente ejecutivo de YPFB, Lic. Carlos Villegas, el 2010 se cons-tituye en el punto de inflexión ya que como

nunca se producen 107 proyectos de construc-ción de redes a diseño final.

En ese contexto, desde el 2003 al 2011 se consiguió instalar gas domiciliario a 305.969 predios en todo el país, gracias al tendido de 5.303.197 metros de tuberías, de los cuales 649.278 corresponden a redes primarias y 4.653.919 metros a redes secundarias.

INVERSIONESYPFB invertirá en redes de gas, a través de

la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos (GNRGD), $us 600 millones en los próximos cinco años (2011-2015).

“El Estudio de mercado establece en un escenario conservador que al 2015 se benefi-ciará a 500.000 nuevos usuarios a nivel nacio-nal. Para el efecto, se planificó realizar 100 mil instalaciones internas gratuitas cada año en el área urbana y rural. Mediante estas metas se pretende incrementar la cobertura de este servicio básico del actual 29.8% al menos un 77% hasta el 2015. En el caso de las ciudades de Beni y Pando la meta planteada cubrirá el 30% con el proyecto GNL”.98

El presidente de la estatal petrolera, Car-los Villegas, comentó en varias oportunidades que la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, que se desarrolló en el Ministerio de Hidrocar-buros en 2008, fue el primer documento que visualizó la ejecución de 500.000 instalaciones de gas a domicilio hasta el 2015. Complemen-tariamente, el Plan de Inversiones de YPFB propuso duplicar esa cifra para que al menos

98 Memoria Anual 2010, GNRGD.

YPFB Logística administra los tanques de almacenamiento de combustibles a nivel nacional.

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298 299RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

YPFB cumple con el Distrito 8 de la ciudad de El Alto y procede con la apertura de zanjas para la instalación de redes de gas a domicilio.

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300 301RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos de YPFB Corporación

en los próximos cuatro años, la mitad de las fa-milias bolivianas cuenten con el servicio social de gas natural en sus domicilios.

Con estas acciones, YPFB no sólo contri-buye a mejorar la calidad de vida de las bo-livianas y los bolivianos, sino además avanza sobre la ruta del cambio de la matriz energé-

tica al sustituir el consumo de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y reducir los márgenes de su exportación.

GESTIÓN 2011La gestión 2011 se programaron 80 mil

instalaciones de gas a domicilio con una inver-

INSTALACIONES INTERNAS (En Predios)Instalaciones Internas 2012 2013 2014 2015 2016

La Paz 6,000 17,986 18,226 18,865 15,992

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Potosi 3,000 4,500 5,000 5,500 5,500

Chuquisaca 4,000 5,000 6,000 7,000 6,500

Cochabamba 14,000 16,000 18,000 18,000 18,000Santa Cruz 13,000 16,000 19,000 22,000 24,000CHACO 3,000 4,000 4,500 4,500PANDO Y BENI 7,500 10,500 12,800 14,200TOTAL 80,000 101,500 111,000 117,800 115,700

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Fuente: DNGN

PORCENTAJE DE COBERTURA POR DEPARTAMENTOPlan 2009-2015

sión de 120 millones de dólares. La gestión 2011 concluyó con una ejecución presupues-taria del 88%. Se realizó 67.416 conexiones de gas domiciliario en todo el país, equivalente al uso de más de mil garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) al día que saldrán del mercado.

En 2011 se tendieron 1.100.775 metros entre redes primarias y secundarias. Desde el 2003 hasta el 31 de diciembre de 2011 se ins-talaron 5.303.197 metros de redes primarias y secundarias, lo que benefició con gas a domi-cilio a 305.969 predios en todo el país.

Para la gestión 2012 se tiene previsto mantener el ritmo, la meta es de 80 mil ins-talaciones de gas a domicilio a nivel nacional.El 80% estará concentrado en las ciudades de Santa Cruz y Cochabamba, el resto en La Paz, El Alto, Oruro, Potosí y Sucre, para ampliar lo que ya se tiene construido.

De acuerdo a las proyecciones de Redes de Gas, Oruro y Potosi serán las primeras ciu-dades capitales del país en contar con una co-bertura del 100% de gas domiciliario.

“A finales de 2013 vamos a declarar el sector urbano de la ciudad de Oruro con co-bertura total de gas natural, nos falta sólo un 10 por ciento (...) también al terminar este año el sector urbano de la ciudad de Potosí tendrá cobertura al cien por ciento de gas natural”.99

En las provincias del departamento oru-reño el gas llegó a las localidades de Caracollo y La Joya con una cobertura del 100%. El bene-ficio llegará a la población de Challapata.

En el caso de la ciudad de Potosí, redes de gas ya ingresó a domicilio en las zonas pe-riféricas. En la capital de la Villa Imperial sólo falta un 5% de cobertura y en las provincias el gas a domicilio ya llegó a Betanzos. Villazón y

99 (2) Declaración del gerente Nacional de Redes de Gas y Duc-tos de YPFB, Oscar López, La Razón y AN-YPFB. Diciembre 2011.

Tupiza se beneficiarán con el proyecto de Gas Natural Licuado (GNL).

GNLEl proyecto de GNL, conocido también

como el “gasoducto virtual” de distribución de gas natural, tiene como objetivo el cambio de la matriz energética para el uso masivo del energético, a través de la implementación de la tecnología de Gas Natural Licuado (GNL).Tendrá el siguiente impacto económico: re-ducción del subsidio de diesel, ahorro econó-mico en los subsidios de Gas Licuado de Petró-leo (GLP) y gasolina por $us 163,97 millones en el período 2013-2020.

YPFB Corporación ya inició el proceso de construcción de la planta de Gas Natural Li-cuado (GNL) que beneficiará al menos 25 po-blaciones intermedias de La Paz, Santa Cruz, Beni, Pando, Oruro y Potosí, donde es difícil el acceso con gasoductos convencionales. La inversión programada para el 2012 es de $us 54 millones.

El Directorio de YPFB Corporación, au-torizó la primera quincena de febrero de 2012 el proceso de contratación para la Ingeniería Procura y Construcción (IPC) del proyecto GNL.

El impacto de este proyecto consiste en la instalación adicional de redes de gas en las localidades beneficiadas. Es un proyecto de alto componente de responsabilidad social, no considera el usptream (exploración y pro-ducción), sino el downstream (actividades de transporte).

El Gas Natural Licuado, no sólo benefi-ciará a los usuarios domésticos, sino también se extenderá a industrias, cementeras, ladri-lleras, embotelladoras de gaseosas, a los sec-tores comercial, transportes, hotelería y po-blación en las ciudades intermedias alejadas de los gasoductos convencionales.

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302 303RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍSCO

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304 305RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Miles de familias alteñas se benefician con las instalaciones de gas a domicilio.

El Gas Natural Licuado es gas natural pro-cesado para ser transportado en forma líquida a través de cisternas especiales. Es la mejor al-ternativa para llegar con el energético a sitios apartados, donde no es económico transpor-tar el gas directamente por gasoducto.

Una vez que las cisternas de GNL, dise-ñadas con doble pared para evitar fugas, llega a la terminal de regasificación en la zona de

mercado, el GNL es bombeado hasta los tan-ques de almacenamiento que son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción.

Luego, el GNL vuelve a su estado gaseo-so original, para ello, se bombea desde los tan-ques de almacenamiento y es calentado con vaporizadores hasta las condiciones de entre-ga especificadas por las empresas de gasoduc-tos y los usuarios finales. Posteriormente, el

Poblaciones beneficiarias con el GNLLlegará a través de cisternas a los puntos alejados del país para reemplazar a los gasodutos convencionales.

Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos

Zona II ATrinidadSan Ignacio de MoxosSan BorjaRurrenabaqueNº viviendas 38.340

Zona ISan Ignacio de VelascoAscensión de GuarayosCabezasSan JulianSan José de ChiquitosRoboréNº viviendas 17.431

Zona II BRiberaltaCobijaGuayaramerínSanta Ana de YacumaNº viviendas 53. 143

Zona IVCopacabanaAchacachiCoroicoCaranaviGuanayNº viviendas 9.355

Zona IIIHuanuniChallapataLlallaguaUyuniTupizaVillazónNº viviendas 28.828

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307

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

306 RESULTADOS EFECTIVOS DEL PROCESO DE LA NACIONALIZACIÓN CONTEMPORÁNEA

gas se distribuye a los usuarios mediante un gasoducto convencional.

El gas natural tiene el menor impacto ambiental de todos los combustibles fósiles por la alta relación hidrógeno-carbono en su composición. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el agua.

Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso, están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios. Las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud ocupacional son es-trictas.

BENEFICIARIOSEn la zona I se beneficia las poblaciones

de San Ignacio, Ascensión de Guarayos, Cabe-zas, San Julian, San José de Chiquitos y Roboré en el departamento de Santa Cruz.

En la zona II-A que comprende Trinidad, San Ignacio de Moxos, San Borja, Rurrenaba-que, se beneficiarán 38.340 usuarios.

En tanto que en la Zona II-B que abarca Riberalta, Cobija Guayaramerín, Santa Ana de Yacuma, se beneficiarán 53.143; la Zona I que comprende San Ignacio de Velasco, Ascención de Guarayos, San Julián, San José de Chiquitos y Roboré, llegará a 17.431 usurios.

La Zona III. Huanuni, Challapata, Llalla-gua, Uyuni, Tupiza y Villazón el servicio llegará a 28.828 usurios y la Zona IV que comprenden Copacabana, Achacachi, Desaguadero, Coroi-co, Caranavi y Guanay, se beneficiarán 9.355 usuarios.

En la zona IV figuran Copacabana, Acha-cachi, Coroico, Caranavi y Guanay, poblaciones ubicadas en el departamento de La Paz.

YPFB completa el circuito productivo y proyecta el desarrollo de la industria

de los hidrocarburos

Capítulo 3

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308 309YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

C

Nuevo cicloexploratorio en Bolivia

on todo el desarrollo registrado en el sector de hidrocarburos en el último quinquenio de apli-cación de la nueva política estatal del sector, el proceso de nacionalización tiene una tarea que debe ser abordada con mayor profundi-dad: la exploración de hidrocarburos.

El desafío del desarrollo exploratorio, destinado a reponer las reservas nacionales en un nuevo ciclo, es de responsabilidad de la empresa estatal petrolera, sus compañías sub-sidiarias y las operadoras privadas, así como otras nuevas empresas que incursionen en Bolivia, atraídas por la condiciones ventajosas que ofrece el sector.

En el objetivo de incrementar las reser-vas de hidrocarburos de Bolivia, YPFB Corpora-ción formuló el Plan de Exploración 2011-2020 (PEX 2020), basado en el diagnóstico de las dos últimas décadas precedentes y el compor-tamiento actual de la gestión de exploración en el país, plantea un conjunto de estrategias tendientes al desarrollo de la actividad de prospección en busca de nuevos reservorios.

La historia de las inversiones en el sector hidrocarburos y en particular el com-portamiento de las mismas en materia de exploración consolidaron ciclos exploratorios que por lo general alcanzaron sus picos de inversión, de actividad y de incremento de reservas en directa relación con las mayores ventajas a la inversión (normalmente priva-da) en exploración y explotación (llegando a entregar la propiedad de los hidrocarburos producidos y la definición del mercado a las empresas operadoras y titulares de contratos petroleros, como durante la capitalización).

Ello no implica, sin embargo, dejar de re-conocer que YPFB a lo largo de su historia rea-lizó actividad exploratoria fundamental para la ampliación de las áreas de hidrocarburos y el descubrimiento de reservas, tanto así que sin la gestión de la empresa estatal del gas y del petróleo en los primeros años de la década de los noventa no se hubieran descubierto las cuantiosas reservas de San Alberto, el princi-pal megacampo de gas natural y líquidos hoy existente.

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310 311YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Las políticas vigentes en materia de hi-drocarburos, plantean un desafío mayor, por una parte dar curso a un nuevo ciclo explora-torio en lo inmediato, y por otra parte superar la lógica de los ciclos para hacer de la explora-ción en Bolivia una tarea permanente y estruc-tural de YPFB, todo ello en el marco de contra-tos de servicios, sin otorgar propiedad de los hidrocarburos a los operadores y titulares de dichos contratos, con una participación estatal sobre el valor comercial de la producción de

hidrocarburos equivalente a al menos 50% de dicho valor.

En ese sentido, el PEX 2020 es la pro-puesta integral de largo aliento que el proceso de nacionalización asume con el objetivo final de incrementar las reservas de hidrocarburos de manera sostenida en el corto, mediano y largo plazo.

Desde su creación, el 21 de diciembre de 1936, YPFB ha atravesado épocas de gran impulso gubernamental y otras en las que la inestabilidad económica o política afectó su

desarrollo empresarial. Desde entonces, YPFB realizó trabajos de exploración de una vasta área del territorio nacional, descubriendo im-portantes reservas de hidrocarburos. En los últimos 20 años se denotan tres períodos:

Determinados por leyes liberales de hi-drocarburos, el primer y segundo ciclo explo-ratorio en Bolivia limitaron la participación del Estado sobre el sector de hidrocarburos, la capitalización desplazó activos, atribuciones y participaciones de la estatal petrolera a la empresa privada relegándola a condición re-sidual.

Con la Ley 1194, vigente entre 1990 a 1995, las inversiones corrían a cuenta y riesgo del contratista, siendo YPFB propietaria de la producción de hidrocarburos. En este período se firmaron diez contratos de operación para exploración y explotación, cinco de asociación y tres de recuperación mejorada, entonces los programas eran mínimos y no existía un control o fiscalización efectiva. La inversión de YPFB y las empresas privadas entre 1990 y 1996 fue de $us 355,63 millones.

Entre 1990 y 1996 se realizaron 14 des-cubrimientos, 11 de los cuales correspon-dieron a YPFB, el principal de ellos, fue San Alberto, con el pozo SAL-X9, y descubrió los reservorios de gas en la formación Huamam-pampa del sistema Devónico, constituyéndose en un megacampo gasífero, descubrimiento que luego formó parte del paquete de la capi-talización que transfirió dicho activo a la em-presa privada transnacional.

Con la Ley 1544 de 21 de marzo de 1994 de Capitalización, y la Ley de 1689 de 30 de abril de 1996 de Hidrocarburos, se privatizó la industria hidrocarburífera de Bolivia y YPFB asumió un rol únicamente de fiscalización y administración de los contratos de operación.

El Estado era propietario de las reservas en subsuelo, pero la producción de hidrocarburos era propiedad del contratista, así como de la disponibilidad de la comercialización.

Mediante la Ley de Capitalización se dividió YPFB en dos unidades de exploración-explotación: Andina S.A.M. y Chaco S.A.M. que fueron transferidas al sector privado mediante licitación internacional y constituyeron las em-presas Andina S.A. y Chaco S.A. La relación de la propiedad de las acciones era de 50-50%. En forma posterior se generó el mecanismo para que el capital privado asuma la mayoría accio-naria. Bajo esta modalidad se firmaron 61 con-tratos de riesgo compartido para exploración, se llegó a perforar 120 pozos exploratorios, y se realizaron importantes descubrimientos de hidrocarburos: Sábalo, Itau, Margarita, Inca-huasi, entre otros.

En diez años se alcanzó $us 1.722,75 millones. Empero, existió mucha subrogación de contratos entre las empresas operadoras y devolución de bloques, de los 61 bloques en contratos petroleros se devolvieron 39.

Con la aplicación de la Ley de Hidrocar-buros 3058, de 17 de mayo de 2005 y del D.S. 28701 de 1 de mayo de 2006, de Nacionali-zación de los Hidrocarburos, el Estado recu-pera la propiedad de los hidrocarburos en el subsuelo así como de los hidrocarburos pro-ducidos. Se implanta un régimen impositivo favorable para el país, se devuelve a YPFB el rol de operador en toda la cadena de la indus-tria petrolera y la recuperación de las acciones mayoritarias por parte de la estatal petrolera, constituyéndose YPFB Andina y YPFB Chaco.

En octubre de 2006, las empresas operadoras petroleras suscribieron nuevos contratos de operación, de los cuales nueve in-cluyen compromisos de inversión en explora-

Diagnóstico: Actividad exploratoria en Bolivia (Período 1990-2010)

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312 313YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

ción administrados bajo el marco legal de la Ley 3058, de acuerdo a los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB. Posteriormente, se establecen contratos de exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB, median-te Ley 3430 de 21 de junio de 2007 y el D.S. 29217 de 2 de agosto de 2007.

En ese contexto, YPFB y PDVSA se asocian y crean la empresa YPFB Petroan-dina S.A.M. (60% propiedad de YPFB y 40% propiedad de PDVSA), con la cual es-tán vigentes dos contratos de exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB, aprobados mediante las leyes 3910 y 3911 de 16 de julio de 2008 sobre 12 áreas (cinco en el Subandino Norte y siete en el Subandino Sur).

Asimismo, se ponen en vigor con-venios de estudios y contratos de servi-cios petroleros. Los convenios de estudio constituyen una etapa previa a la suscrip-ción de contratos de servicios petroleros, en la cual se evalúa el potencial explora-torio del área reservada a favor de YPFB.

Entre 2008 a 2010 se ejecutaron y aprobaron convenios de estudio que die-ron lugar a la negociación de contratos de servicios petroleros, que a la fecha son objeto de negociación, autorización y aprobación legislativa conforme a la Cons-titución Política del Estado. Actualmente, se tienen nueve áreas en convenios de es-

tudio y tres en proceso de suscripción ya aprobados por el directorio de YPFB.

En este periodo existe mayor control y fiscalización de las actividades de explo-ración que desarrollan las diferentes em-presas en el país.

Entre 2007 y junio de 2011 se per-foraron 18 pozos exploratorios. Las áreas hidrocarburíferas que obtuvieron decla-ratoria de comercialidad son Huacaya, Curiche, Itau, Palo Marcado, El Dorado y Percheles.

La inversión en exploración en el período 2007-2010 alcanzó a $us 368,69 millones, y la inversión programada para el 2011 es de $us 351,3 millones, lo cual marca una importante recuperación de inversiones en la actividad.

La inversión entre 1997-2005 co-rresponde, en efecto, a la materialización de un ciclo exploratorio con un pico de inversión fuertemente fundado en el inte-rés privado en desmedro del país.

Debe tomarse en cuenta que en los años de la política de privatización y ca-pitalización, los gobiernos de entonces, mediante leyes y contratos petroleros establecieron que los hidrocarburos pro-ducidos eran propiedad de las empresas titulares de dichos contratos, que el Esta-do boliviano era propietario de los yaci-mientos, lo cual no es parte del mercado, a diferencia de la reservas de hidrocarbu-ros, una carga pública en forma de regalía

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314 315YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

sobre la producción de hidrocarburos que al-canzaba tan sólo a 18% del valor de los hidro-carburos en los megacampos.

El contexto actual en que el proceso de nacionalización plantea un nuevo ciclo explo-ratorio, tiene ya un agregado de más de $us 300 millones de inversión en exploración en el período 2007-2010, siendo relevante destacar también que para el 2011 la inversión pro-gramada es superior a $us 300 millones y la inversión ejecutada en 2006, año de la nacio-nalización, se hizo ya en un esquema de 50% de regalías y participaciones más IDH sobre el valor comercial de la producción.

Ello significa que en estos primeros seis años de la nueva política de hidrocarbu-ros, considerando el período 2006-2011, el umbral de las inversiones en exploración su-perará la cifra de $us 600 millones en un as-

censo propio de la consolidación de los ciclos exploratorios en Bolivia, con la significativa diferencia de que hoy el 50% del valor de la producción se destina al Estado mediante car-ga pública.

Existe una participación económica contractualmente acordada a favor de YPFB (adicional a las cargas públicas antes citadas) y el Estado, así como YPFB dio señales claras sobre su eficiente comportamiento, a tiempo de llegar a acuerdos comerciales en materia de exportación de gas natural, que marcan un horizonte positivo para las inversiones en el sector, que a diciembre 2011, marcaron como promedio una inversión mayor a $us 100 mi-llones anuales en exploración, promedio que tendrá como tendencia el incremento con las estrategia del PEX 2020.

Incremento de las reservas nacionales de hidrocarburos

3er. Componente

APOYO A LA GESTIÓN DE EX-

PLORACIÓN.

2do. Componente

LA EXPLORACIÓNUNA GESTIÓNPEMANENTE Y

SOSTENIDA.

1er. Componente

UN NUEVO CICLOEXPLORATORIO

Componentes estratégicos

MARCO ESTRATÉGICO

Incrementar las reservas de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación, así como incrementar la actividad exploratoria en áreas disponibles y en nuevas áreas reservadas a YPFB.

MARCO ESTRATÉTIGO

El objetivo del Plan de Exploración 2011 – 2020 de YPFB Corporación, es incre-mentar las reservas de hidrocarburos en áreas exploratorias sujetas a contratos en vigencia, contratos a ser suscritos y en áreas operadas por YPFB Corporación, así como incrementar la actividad exploratoria en áreas disponibles y en nuevas áreas reservadas a la estatal pe-trolera.

De acuerdo a los planes operativos se prevé incrementar reservas de hidrocarburos

en 25 áreas para incorporar 7,79 TFC (Trillones de Pies Cúbicos) de gas natural, además de 117,31 MMBbl (Millones de Barriles) de con-densado y 29,30 MMBbl de petróleo.

El nuevo ciclo exploratorio que está en curso, dinamizará las tareas de prospección por la vía de contratos de operación, explora-ción y explotación de áreas reservadas a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-nos, contratos de servicios petroleros y con-venios de estudios.

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316 317YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

La exploración a cargo de YPFB

El primer componente tiene por fi-nalidad materializar un nuevo ciclo explora-torio en lo inmediato, corto y mediano plazo, basado en la implementación de estrategias en materia de contratos de operación, explo-ración y exploración de áreas reservadas para YPFB (suscritos entre la estatal petrolera y YPFB Petroandina S.A.M.).

Además, de convenios de estudio con informes finales aprobados para la conso-lidación de contratos de servicios petroleros, convenios de estudio en ejecución y estudio en trámite de suscripción que deberían alcan-zar a la suscripción de contratos que luego serán autorizados y aprobados mediante ley, en cumplimiento de la Constitución Política del Estado, así como la exploración a cargo de YPFB que recupera a paso seguro su cualidad operativa en la actividad más importante de

la cadena productiva, con la ejecución de pro-yectos exploratorios por parte de la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, y el de-sarrollo de otros proyectos exploratorios a car-go de sus empresas subsidiarias YPFB Andina, YPFB Chaco y YPFB Petroandina.

El ciclo exploratorio de la Nacionali-zación de los Hidrocarburos comprende inver-siones, ejecución de actividades exploratorias y estudios relativos a la exploración, en fun-ción del normal proceso de maduración de los proyectos en 61 áreas exploratorias a cargo tanto de YPFB Corporación como de las em-presas petroleras privadas.

Las estrategias que conforman este primer componente enfocan la realización de sus actividades sobre las siguientes áreas:• Diez y nueve áreas bajo contratos de

operación.

• Doce Áreas reservadas bajo contratos de exploración y explo-tación (YPFB Petroandina S.A.M.).

• Siete áreas reservadas bajo contratos de servicios petroleros (convenios de estudio aprobados).

• Tres áreas reservadas para YPFB Casa Matriz. 100

• Ocho áreas reservadas en proceso de asignación a empresas subsidiarias.

• Nueve áreas reservadas en convenios de estudio suscritos.• Tres áreas reservadas en proceso de suscripción de convenios

de estudio (aprobado por el directorio). Las estrategias que comprenden este componente son:

100 Considera, además de Ovai y Boyuibe, el área Carohuaicho 8C asignada a la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación para realizar actividades de exploración en las que ya ha hecho un releva-miento de la información y estudios técnicos de avanzada. En adelante la GNEE deberá presentar los proyectos exploratorios ante el Directorio de YPFB para su aprobación.

Pozo Aquío X 1001 (Santa Cruz)

Administración eficiente de los contra-tos y convenios de estudio vigentes, que se orienta a realizar las acciones necesarias para mejorar la administración de dichos contratos, explorar nuevos objetivos y reservorios, y por ende alcanzar resultados positivos en materia de exploración.

Objetivo: Incrementar los recursos hi-drocarburíferos, a través de una eficiente y efectiva administración y cumplimiento de los contratos de operación, contratos de ex-ploración y explotación de áreas reservadas (CEEAR), contratos de servicios petroleros a ser suscritos y convenios de estudio.

· Metas: 101.- Incorporar nuevas reservas de hidrocarburos en el orden de:

- 2,30 TCF de gas natural y 39,30 MMb-bl de condensado, provenientes de descubri-mientos comerciales sin certificación de reser-vas de los contratos de operación: Ipati-Aquio, Rio Grande y El Dorado.

- 0,40 TCF de gas natural y 8,12 MMB-bl de condensado, provenientes de recursos prospectivos con alta probabilidad de ocu-rrencia de los contratos de operación Guairuy-

101 Para todos los casos de cuantificación de reservas, las metas no incluyen las áreas exploratorias, cuya información geológica existente a la fecha, no cumple las exigencias de la metodología adoptada por YPFB para dicha cuantificación.

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318 319YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Infraestructura del pozo exploratorio Aquío.

Camiri, Carrasco, Vuelta Grande, Juan La-tino II/Chimoré, San Isidro.

- 1,38 TCF de gas natural y 18,38 MMBbl de condensado, provenientes de recursos prospectivos de contratos de ex-ploración y explotación en las áreas reser-vadas con Petroandina S.A.M.: Iñau, Iñi-guazu, Aguaragüe Sur “A”, Aguaragüe Sur

“B”, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Centro y Tiacia.

- 3,71 TCF de gas natural y 51,51 MMBbl de condensado + 29,30 MMB-bl de petróleo provenientes de recursos prospectivos de los contratos de servicios petroleros en las Huacareta, Azero, Itaca-ray, Cupecito, Almendro y Sanandita.

Segundo componente, la exploración

El segundo componente tiene rela-ción con el salto cualitativo que pretende su-perar la historia de la exploración en Bolivia, construir una gestión permanente, estructural en materia de exploración, que no sólo dé lu-gar a ciclos exploratorios, sino que dicha acti-vidad sea constante y sostenida.

El objetivo es la reposición de reser-vas a una velocidad razonable que supere el ritmo de consumo de las reservas y permita ampliar los mercados de hidrocarburos tanto interno (consumo e industrialización) como

de exportación, para ello se establecen es-trategias sobre la generación de información sobre las áreas hidrocarburíferas, evaluación, selección y promoción de las mismas con la finalidad de consolidar el circuito área de in-terés hidrocarburífero – potencial del área de interés hidrocarburífero – promoción del área – convenio de estudio o contrato de servicios – actividad exploratoria.

La estrategia sobre la que está fun-dado este segundo componente, comprende programas y actividades a realizarse sobre las

1er. Componente: UN NUEVO CICLO EXPLORATORIO DE YPFB

ÁRE

AS

DE

ACTI

VID

AD

EXP

LORA

TORI

A

ESTR

ATÉG

IAS

-� 19 áreas bajo CO.-� 12 áreas de CEEAR (YPFB

Petroandina S.A.M.)-� 7 áreas en proceso de

Contratos de Servicios Petroleros (Convenios de Estudio aprobados)

-� 3 áreas para YPFB Casa Matriz.

-� 8 áreas en proceso de asignación a empresas subsidiarias,

-� 9 áreas en CE.-� 3 áreas en proceso de

suscripción de Convenios de Estudio (aprobado por Directorio)

1er. Componente: Un nuevo ciclo exploratorio de YPFB

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320 321YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

20 áreas reservadas para YPFB sin asignar dis-ponibles al año 2011 y las 42 áreas nuevas en proceso de reservar para YPFB. Esta estrategia consta de:

Gestión de Áreas Exploratorias Reser-vadas a YPFB (áreas sin asignar y nuevas áreas)

El objetivo es lograr el desarrollo de actividades exploratorias en nuevas áreas hi-drocarburíferas asignadas a partir de criterios técnicos, ya sea mediante la asignación direc-ta a YPFB Corporación o procesos objetivos de selección de empresas para la suscripción de convenios de estudio y contratos de servicios petroleros, previa identificación, selección y promoción de áreas exploratorias reservadas para YPFB.

Metas- Al 2013, el 40% de las áreas explora-

torias reservadas a YPFB, estarían bajo la mo-dalidad de convenios de estudio, contratos de servicios petroleros o en actividad explorato-ria a cargo de YPFB Corporación.

- Al 2015, el 50% de las áreas explora-torias reservadas a YPFB, estarían bajo la mo-dalidad de convenios de estudio, contratos de

servicios petroleros o en actividad explorato-ria a cargo de YPFB Corporación.- Entre el 2018 y 2020, mantener el 70% de

las áreas exploratorias reservadas a YPFB, bajo la modalidad de convenios de estu-dio, contratos de servicios petroleros o en actividad exploratoria a cargo de YPFB Corporación (considerando que el número de áreas reservadas para YPFB se irá incre-mentando).

- Al 2013, tener cinco nuevas compañías co-nocidas internacionalmente establecidas con personería jurídica para realizar acti-vidades exploratorias en el país.

- Al 2014, tener diez nuevas compañías de prestigio y experiencia internacional de-sarrollando actividades exploratorias en Bolivia.

- Al 2016, tener 15 nuevas compañías de prestigio y experiencia internacional de-sarrollando actividades exploratorias en Bolivia

- A partir del 2012, participar con propósi-to de promover la exploración en Bolivia en al menos cinco eventos internacionales claves al año.

Tercer componente, apoyo a la gestión de exploración

El tercer componente del plan cuen-ta con un conjunto de estrategias transversa-les que sirven de soporte para la realización de las estrategias referidas previamente. Las estrategias son:

c1) Estrategia socio ambiental El objetivo es levantar las causales de

fuerza mayor fundadas en aspectos sociales y ambientales, así como optimizar la gestión socio ambiental con la finalidad de garantizar el desarrollo de proyectos de exploración en áreas hidrocarburíferas.

Las metas son contar con áreas habili-tadas para la exploración, mediante el levan-tamiento de causales de fuerza mayor prove-

nientes de aspectos sociales y ambientales, y viabilizar la actividad hidrocarburífera en áreas protegidas y socialmente sensibles. Y acor-tar tiempos y procedimientos de tramitación de autorizaciones ambientales, proponiendo instrumentos, normativa y otros aspectos re-lacionados.

Programas- Programa de atención a la problemática so-

cial.- Programa de atención a la problemática am-

biental: sobre posición con áreas protegidas.- Programa de agilización de procesos de auto-

rizaciones ambientales.

YPFB Petroandina SAM, realizó el relevamiento de información sísmica en Lliquimuni, al norte del departamento de La Paz.

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322 323YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

• Estructura organizacional de YPFB en funcionamiento con procesos adecuados a la actividad explorato-ria.

• Personal de las áreas de exploración de YPFB capacitado continuamente de acuerdo a requerimientos fun-cionales.

• Infraestructura tecnológica adecua-da, de acuerdo a los requerimientos de la actividad exploratoria. YPFB debe recuperar efectivamente su calidad de empresa operadora, con-solidar la eficiente administración de la gestión de exploración. Para esto es fundamental que la explo-ración se lleve adelante en el mar-co del presente Plan, esto significa que la administración de contratos petroleros, el manejo de áreas ex-ploratorias, evaluación de áreas, es-timación de recursos y los proyectos exploratorios sean generados por unidades especializadas de explora-ción al interior de YPFB.

En este caso, la Vicepresidencia Nacio-nal de Operaciones (VPNO), es la entidad na-turalmente seleccionada para realizar las ac-tividades operativas, y la Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización de Contratos (VPACF), será la encargada de rea-lizar los estudios y evaluación de áreas explo-ratorias, además de negociar y fiscalizar las ac-tividades del upstream, así como administrar los contratos petroleros. Para lograr el objeti-vo planteado, se trabajará bajo los siguientes programas:

Programa de Fortalecimiento Institucional El potenciamiento institucional en

actividades de exploración desde YPFB se rea-lizará a través:

a) Del fortalecimiento de la Gerencia Na-cional de Exploración y Explotación, dependiente de la Vicepresidencia Na-cional de Operaciones y la adecuación de sus funciones al emprendimiento de actividades operativas.

b) La modificación (fortalecimiento) de la Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, dependiente de la VPACF.

c) La consolidación de la Gerencia Na-cional de Administración de Contratos (GNAC).

d) El fortalecimiento de la Gerencia Nacio-nal de Fiscalización.

Programa de CapacitaciónEl factor más importante en todas las

empresas exitosas es su gente. Sin las perso-nas, no se puede realizar ningún trabajo, y sin suficiente personal capacitado y experimenta-do, ninguna empresa puede esperar buenos resultados.

Se observa que gran parte de los proble-mas actuales de las unidades con competencia en la exploración de YPFB están relacionados a los recursos humanos, por lo que se consi-dera una necesidad prioritaria que la empresa tome acciones inmediatas para resolver esta situación.

Actualmente, aplica en forma relativa sus opciones previstas en los contratos exis-tentes respecto a que su propio personal sea capacitado por otras empresas y operadores. Es prioritario utilizar esta opción en forma sis-

Estrategia de fomento a la exploración de hidrocarburos

El objetivo de esta estrategia es con-tar con mecanismos que incentiven la in-versión en exploración de hidrocarburos líquidos y gas natural a través de un fondo de fomento, además de establecer linea-mientos de determinación de precios de gas natural favorables a la inversión en ex-ploración de gas natural, en el marco de la Ley de Hidrocarburos.

Programas• Programa de establecimiento de

mecanismos de fomento a la ex-ploración de áreas con potencial petrolero.

• Programa de gestión de mercados de gas natural

Estrategia de Fortalecimiento Institucional de YPFB

El objetivo es adecuar la gestión empre-sarial operativa y administrativa de YPFB Cor-poración, así como la incorporación de profe-sionales especializados a la implementación del Plan de Exploración 2011-2020.

Las metas consisten en poner en funcio-namiento una estructura organizacional con procesos adecuados a la actividad explorato-ria, personal de las áreas de exploración de YPFB capacitado continuamente de acuerdo a requerimientos funcionales; infraestructura tecnológica adecuada a los requerimientos de la actividad exploratoria.

Programas• Programa de fortalecimiento insti-

tucional.• Programa de capacitación.• Programa de fortalecimiento de la

infraestructura tecnológica.

Fomento a la exploración de hidrocarburos La estrategia tiene por objetivo con-tar con mecanismos que fomenten la inver-sión en exploración de líquidos y gas natural, teniendo por metas:

• Constituir un Fondo de Fomento de Inversión Petrolera para fomentar la inversión en exploración de pe-tróleo y líquidos.

• Establecer lineamientos de deter-minación de precios de gas natural favorables a la inversión en explo-ración de gas natural, en el marco de la Ley de Hidrocarburos.

Para tal efecto, al interior de esta Estrategia se prevén los siguientes programas:

Mecanismos de fomento a la exploración de áreas con potencial petrolero

Fortalecimiento de YPFB Corporación Esta estrategia tiene por objetivo

adecuar la gestión empresarial operativa y ad-ministrativa de YPFB Corporación, así como la incorporación de profesionales especializados a la implementación del Plan de Exploración 2011-2020, teniendo como metas:

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324 325YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

temática y total en el futuro, así como ampliar esta opción de capacitación en los contratos futuros. Empero, para intensificar esta pro-puesta se generará un agresivo Programa de Capacitación, basado en training específicos teórico-prácticos (70% prácticos), que, a su

vez serán complementados con capacitacio-nes académicas, inclusive a nivel de maestría. Dichas capacitaciones serán coordinadas con organismos internacionales, empresas del rubro y aquellas que brindan servicios de ca-pacitación, en programas especializados inhe-rentes al sector.

Áreas de exploración bajo contratos de operación

El Estado optimizará las tareas de ex-ploración en 19 áreas, bajo contrato de ope-ración, susucritos con empresas operadoras privadas.

Actualmente existen 43 contratos de operación vigentes firmados con 16 empre-sas petroleras establecidas legalmente en el país. La característica de estos contratos es que corresponden a áreas de exploración y ex-

plotación. De los 43 contratos, se tiene a seis empresas operando en 14 áreas exploratorias, que se describen en el siguiente cuadro, es-tando cinco áreas en situación de “fuerza ma-yor”. La actividad exploratoria mediante con-tratos de operación se extiende en 172.125 hectáreas en Zona Tradicional y 1.846.875 hectáreas en Zona No Tradicional, de acuerdo a datos oficiales.

ÁREAS RESERVADAS PARA YPFBMediante el Decreto Supremo 676, de 20 de octubre del 2010, se am-pliaron de 33 a 56, las áreas reservadas a favor de YPFB, configurando el área de exploración, como se presenta en el siguiente gráfico: Las extensión de las áreas reservadas es de 10.784.664,95 hec-táreas, 43 se encuentran en la Zona Tradicional (23,1% de la ex-tensión de las áreas reservadas) y 18 (76,1%) en la Zona No Tra-dicional y 1 millón se encuentra en ambas zonas (0,9%). A su vez, los departamentos con mayor número de áreas son Santa Cruz (18), Tarija (14) y Chuquisaca (6), que además comparten 11 áreas. En cuan-to a la extensión, Santa Cruz concentra el 17,8% de las áreas reservadas, seguido de La Paz con un 16,2%. Se debe destacar que ahora existen áreas reservadas en los nueve departamentos del país.

Estas 56 áreas reserva-das para YPFB (62 efectivas), actualmente se distribuyen de la siguiente ma-nera:

1. Doce áreas reservadas bajo Contratos de Exploración y Explotación (YPFB Pe-troandina S.A.M.).

2. Siete áreas reservadas bajo Contratos de Servicios Petroleros provenientes de Convenios de Estudio.

3. Tres áreas reservadas para YPFB Casa Matriz.

4. Ocho áreas reservadas en proceso de asignación a Empresas Subsidiarias.

5. Nueve áreas reservadas en Convenios de Estudio suscritos.

6. Tres áreas reservadas en proceso de suscripción de Convenios de Estudio (aprobado por el directorio).

7. Veinte áreas reservadas para YPFB que están disponibles.

La perforación del pozo Aquio X-1001 concluyó a inicios de 2011. El emprendimiento formó parte de los proyectos de exploración de la estatal petrolera.

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326 327YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

LAGO TITICACA

ORURO

LA PAZ

COBIJA

SUCRE

POTOSI

TARIJA

COCHABAMBA

SANTA CRUZ

9.000.000

MAPA

DE

400.000

7.500.000

7.600.000

500.000600.000 700.000

7.700.000

7.800.000

8.000.000

7.900.000

8.100.000

8.300.000

8.200.000

800.000

800.000

8.700.000

8.500.000

8.400.000

8.600.000

8.800.000

400.000

8.900.000

9.000.000

500.000 600.000 700.000

8.300.000

8.200.000

8.100.000

8.000.000

7.900.000

200.000

7.500.000

300.000 400.000500.000

7.600.000

7.700.000

7.800.000

500.000

8.800.000

8.600.000

8.500.000

8.400.000

8.700.000

200.000 400.000

8.900.000

300.000

200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000

200.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000

7.400.0007.400.000

70° 69° 68° 67° 66°

70°69°

68° 67° 66°

23°

22°

21°

20°

19°

18°

17°

16°

15°

14°

13°

12°

11°

10°

65° 64° 63° 62° 61°

65° 64° 63° 62° 61°

60° 59° 58° 57°

60° 59° 58°57°

23°

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20°

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11°

10°

A R G E N T I N A

DE LA REPÚBLICA

KILÓMETROS

ESCALA GRÁFICA

6

8

1

2

3

7

5

4

TRINIDADTRINIDADTRINIDAD

Áreas Resevadas a favor de YPFBCuadro No.2Áreas en contrato de operación

No. OPERADOR ÁREA DE EXPLORACIÓN ACTIVIDAD DEPARTAMENTO

1 YPFB ANDINA S.A Sara boomerang III Perforación programada Santa Cruz

2 Sirari Perforación programada Santa Cruz

3 Río Grande RG 53, 59 y 82 Perforación programada Santa Cruz

4 Sararenda-Guairuy En perforación pozo SAR-X1 Santa Cruz

5 TOTAL E&P Aquio En perforación pozo SAR-X1 pozo AQI-X1001 Tarija

6 Incahuasi (retención) Perf. Programada pozo ICS-X2 Chuquisaca

7 PETROBRAS Ingre En proceso de Cesión de Contrato Chuquisaca

8 BG Ibibobo Perf. Programada (en Retención) Tarija

9 YPFB CHACO S.A Vuelta Grande Perforación programada Cochabamba

10 Carrasco Este Perforación programada

11 PLUSPETROL Curiche Perforación programada Santa Cruz

12 Tajibo Sur Perforación programada Santa Cruz

13 Tajibo Perforación programada Santa Cruz

14 Tacobo Perforación programada Santa Cruz

EN SITUACIÓN DE FUERZA MAYOR

No. OPERADOR ÁREA DE EXPLORACIÓN PROBLEMAS DEPARTAMENTO

15 YPFB ANDINA S.A Amboró, Espejos Sobreposición áreas protegidas Santa Cruz

16 Sara Boomerang I Problemas Comunarios Santa Cruz

17 REPSOL Tuichi Sobreposición áreas protegidas La Paz

18 YPFB CHACO S.A Chimoré Sobreposición en áreas protegidas Cochabamba

19 PETROBRAS S.A. Río Hondo Sobreposición áreas protegidas La Paz

Contratos de exploración y explotación

Las 12 áreas en contratos de explora-ción y explotación se describen en el siguiente cuadro, las mismas que se encuentran a car-go de YPFB Petroandina S.A.M., representan 3.651.311,82 hectáreas. A junio de 2011 se tenían siete áreas reservadas para la firma de contratos de ser-vicios petroleros, derivados de convenios de estudio, cuyos informes finales fueron aproba-dos por el directorio de YPFB, en el marco de

la Constitución Política del Estado, las leyes del Estado boliviano, así como el cumplimiento de requisitos exigidos por la estatal petrolera. Cuatro áreas se encuentran para au-torización de la Asamblea Legislativa Plurina-cional, para la firma de contrato, dos áreas se encontraban en proceso de negociación con Total-Gazprom y Pluspetrol y otra en renego-ciación con Eastern, de acuerdo a los registros oficiales.

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328 329YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

La expansión de YPFB en tareas de explora-ción

Con el objetivo de lograr una eficiente y efectiva administración de las actividades ex-ploratorias en áreas hidrocarburíferas, YPFB Corporación se halla en pleno proceso de ex-pansión de sus actividades de prospección en busca de nuevos reservorios de gas natural y petróleo.

En este contexto, la estatal petrolera dará continuidad a la exploración en áreas asignadas y asignará otras nuevas a la Ge-rencia Nacional de Exploración y Explotación, asimismo se priorizará la generación de capa-cidades para asumir más áreas exploratorias desde YPFB Casa Matriz y se fomentará mayor actividad de prospección entre sus empresas subsidiarias.

Áreas reservadas autorizadas a YPFB de ma-nera directa

Ovai y Boyuibe son las dos áreas autori-zadas a YPFB para su exploración a través de su Gerencia Nacional de Exploración y Explo-

tación. En Ovai, que corresponde a la Zona No tradicional de Santa Cruz, se tiene prevista la realización de estudios de Geología y Geofí-sica, y en Boyuibe, ubicada en zona tradicio-nal entre los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca, se realizan los trámites de licen-ciamiento ambiental y se prevé la sísmica 3D, prospecto Itaguazurenda.

Asimismo, YPFB ha decidido que la GNEE realice actividades de exploración en áreas adicionales a las anteriormente señaladas, con la finalidad de fortalecer la gestión explo-ratoria de YPFB Casa Matriz, tal cual establece el mandato del pueblo en el Referéndum y la Nacionalización, al determinar la recuperación de la vocación productiva y operativa de YPFB.

En este marco, de acuerdo a lo determi-nado por el nivel ejecutivo de YPFB, el área Ca-rohuaicho 8C se asigna a la GNEE, para lo cual, en el corto plazo, dicha gerencia deberá pre-sentar ante el directorio de la estatal petrolera los correspondientes proyectos para su apro-bación una vez se realicen los procedimientos correspondientes.

UBICACIÓN DE LAS ÁREASEXTENSIÓN

(ha)% DE EXTENSIÓN

ZONACantidad de Áreas

T NT T/NT

SANTA CRUZ 1.919.300,00 17,8 15 2 1 18

TARIJA 711.578,13 6,6 12 2 14

CHUQUISACA 218125 2,0 6 6

CHUQUISACA-TARIJA 601.325,00 5,6 4 1 5

SANTA CRUZ-CHUQUISACA 1.105.625,00 10,3 3 2 5

SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA 100.000,00 0,9 1 1

LA PAZ 1.752.500,00 16,2 3 3

LA PAZ-PANDO-BENI 1.000.000,00 9,3 1 1

LA PAZ-COCHABAMBA-BENI 755.209,62 7,0 1 1

BENI-COCHABAMBA 723.502,20 6,7 1 1

COCHABAMBA 35.000,00 0,3 2 1 3

POTOSÍ 847.500,00 7,9 2 2

ORURO 515.000,00 4,8 1 1

PANDO 500.000,00 4,6 1 1

TOTAL 10.784.664,95 100 43 18 1 62

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

Resumen 56 áreas reservadas (62 efectivas) para YPFB por departamento

Áreas reservadas en contratos de exploración y explotación (YPFB Petroandina S.A.M.)

Nº Nº Área Reservada ÁREAS DE EXPLORAXIÓN EXTENSIÓN (ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS

1 3 MADIDI 690,000.00 NT LA PAZ

CONTRATO E&E -YPFB PETROAN-DINA S.A.M.

2 4 SÉCURE 723,502.20 NT BENI-COCHABAMBA

3 9 IÑAU 100,000.00 T CHIQUISACA-SANTA CRUZ

4 13 TIACIA 91,225.00 T CHIQUISACACA-TARIJA

5 14N AGUARAGÜE NORTE 71,625.00 T CHIQUISACA

6 14C AGUARAGÜE CENTRO 49,125.00 T TARIJA

7 14SA AGUARAGÜE SUR “A” 29,375.00 T TARIJA

8 14SB AGUARAGÜE SUR “B” 14,375.00 T TARIJA

9 15 IÑIGUAZU 64,375.00 T TARIJA

10 31 CHISPANI 755,209.62 NT LAPAZ-COCHABAMBA-BENI

11 32 LLIQUIMUNI 675,000.00 NT LA PAZ

12 33 CHEPITE 387,500.00 NT LA PAZ

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

Áreas reservadas en contratos de servicios petroleros

Nº Nº Área Reservada ÁREAS DE EXPLORAXIÓN EXTENSIÓN (ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS

1 7 AZERO 785,625.00 NT CHUQUISACA-SANTA CRUZ TOTAL-GAZPROM

2 12 HUACARETA 453,750.00 NT CHUQUISACA-TARIJA PLUSPETROL

3 21 SANANDITA 11,875.00 T TARIJA EASTERN

4 2 RÍO BENI 1,000,000.00 NT PANDO-LA PAZ-BENI

GTLI5 6 ALMENDRO 98,375.00 T/NT SANTA CRUZ

6 11 ITACARAY 58,750.00 T CHIQUISACA

7 30 CUPECITO 95,625.00 T SANTA CRUZ

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

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330 331YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Áreas reservadas en proceso de asignación a empresas subsidiarias

NºNº ÁREARESERVADA

ÁREAS DE EXPLORACIÓN EXTENSIÓN (ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS

1 8D CAROHUAICHO “8D” 100,000.00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA YPFB ANDINA S.A.

2 20 CAMATINDI 10,725.00 T CHUQUISACA-TARIJA YPFB CHACO S.A.

3 34 ISARSAMA 28,750.00 NT COCHABAMBA YPFB CHACO S.A.

4 35 MANCO CAPAC 5,000.00 T COCHABAMBA YPFB CHACO S.A.

5 36 SAN MIGUEL 1,250.00 T COCHABAMBA YPFB CHACO S.A.

6 38 EL DORADO OESTE 86,250.00 T SANTA CRUZ YPFB CHACO S.A.

7 50 SAN MARTIN 11,875.00 T TARIJA-CHUQUISACA YPFB CHACO S.A.

8 8A CAROHUAICHO “8A” 100,000.00 T SANTA CRUZ YPFB CHACO S.A.

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

Áreas reservadas autorizadas a YPFB de manera directa

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

NºNº Área Reservada

ÁREAS DE EXPLORACIÓN EXTENSIÓN (ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESA ASIGNADA

1 28 BOYUIBE (28) 75,000.00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA YPFB CASA MATRIZ-GNEE

2 41 OVAI (41) 161,250.00 NT SANTA CRUZ

3 8C CAROHUAICHO “8C” T SANTA CRUZ

Nuevas áreas en proceso de asignación a empresas subsidiarias

Hasta junio de 2011, ocho áreas fue-ron solicitadas por empresas subsidiarias de YPFB (YPFB Chaco S.A. y YPFB Andina S.A.) y se encontraban en proceso de firma de contra-to, una vez autorizada la asignación de dichas áreas por parte del nivel ejecutivo de YPFB.

YPFB Corporación y sus empresas subsidiarias, en el marco de las normas legales aplicables, deberán negociar y suscribir los co-rrespondientes contratos petroleros.

A mediados de ese año, se tenían nueve áreas en convenios de estudio suscritos por YPFB de acuerdo al siguiente detalle: tres con Petrobras, tres con Pluspetrol y otra cantidad similar con la argentina YPF S.A.

Asimismo, se tienen tres áreas que se encuentran en proceso de suscripción de con-venios de estudio con Petro Vietnam, una vez que se cuente con la correspondiente autori-zación del Directorio.

Áreas reservadas en proceso de suscripción de convenios de estudioNº Nº Área Reservada ÁREAS DE EXPLORACIÓN EXTENSIÓN (Ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS

1 26 ISIPOTE 33,750.00 T CHUQUISACA - TARIJA PETROVIETNAM

2 29 YOAI 45,000.00 NT SANTA CRUZ - CHUQUISACA PETROVIETNAM

3 42 ALGARROBILLA 43,125.00 T TARIJA PETROVIETNAM

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

Áreas reservadas en convenios de estudioNº Nº ÁREA RESERVADA ÁREAS DE EXPLORACIÓN EXTENSIÓN (ha) ZONA* DEPARTAMENTO EMPRESAS

1 16 SAN TELMO 193,359.38 NT TARIJA PETROBRAS

2 22 ASTILLERO 21,093.75 T TARIJA PETROBRAS

3 23 SUNCHAL 57,500.00 T TARIJA PETROBRAS

4 37 FLORIDA 29,375.00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

5 39 ARENALES 98,875.00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

6 40 TAPUTA 42,500.00 T SANTA CRUZ PLUSPETROL

7 43 YUCHAN 40,000.00 NT TARIJA YPF S.A.

8 46 CAPIGUAZUTI 22,000.00 T CHUQUISACA YPF S.A.

9 47 RIO SALADO 50,000.00 T TARIJA YPF S.A. Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

De las 56 áreas reservadas a YPFB (62 efectivas), a junio de 2011, un total de 20 áreas se encontraban disponibles. Estas ocu-pan una extensión de 3.275.175 hectáreas, lo que representa un 6% del área de interés hidrocarburífero, 15 son tradicionales, las que representan 1.020.175 hectáreas (34% de la

extensión de las 20 áreas), por lo que tienen un plazo inicial de exploración de siete años.

En tanto que las áreas No Tradiciona-les, con un plazo de 10 años para la explora-ción, son cinco que corresponden a 2.255.000 hectáreas (69% de la extensión de las 20 áreas).

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332 333YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Áreas reservadas disponibles

Nº Nº Área Reservada ÁREAS DE EXPLORACIÓN EXTENSIÓN (Ha) ZONA* DEPARTAMENTO

1 1 MADRE DE DIOS 500,000.00 NT PANDO

2 5 CEDRO 99,775.00 T SANTA CRUZ

3 88 CAROHUAICHO “8B” 98,750.00 T SANTA CRUZ

4 10 SAUCE MAYU 45,750.00 T CHUQUISACA

5 17 COIPASA 515,000.00 NT ORURO

6 18 CORREGIDORES 655,000.00 NT POTOSÍ

7 19 BUENA VISTA 2,500.00 T CHUQUISACA

8 24 SAYURENDA 91,750.00 T TARIJA

9 25 VILLAMONTES 12,500.00 T TARIJA

10 27 CARANDAITI 100,000.00 T SANTA CRUZ-CHUQUISACA-TARIJA

11 44 CASIRA 192,500.00 NT POTOSÍ

12 45 LA CEIBA 33,125.00 T TARIJA

13 48 LA GUARDIA 90,625.00 T SANTA CRUZ

14 49 IGUEMBE 17,500.00 T CHUQUISACA

15 51 OKINAWA 99,850.00 T SANTA CRUZ

16 52 RODEO 98,050.00 T SANTA CRUZ

17 53 PILAR 392,500.00 NT SANTA CRUZ

18 54 EL REMATE 50,625.00 T SANTA CRUZ

19 55 NUEVO HORIZONTE 96,875.00 T SANTA CRUZ

20 56 PUERTO GRETHER 82,500.00 T SANTA CRUZ

Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos * T = Tradicional / NT = No Tradicional

YPFB Andina S.A 69.00

YPFB Chaco S.A 67.50

REPSOL 0.43

PLUSPETROL 41.30

PETROBRAS 0.97

TOTAL E&P 86.00

C.E. TOTAL-GAZPROM 50.00

C.E. GTLI 24.60

C.E. E&P LTDA 3.40

C.E. GLOBAL S.A. 0.60

MATPETROL 0.01

BGBolivia 10.09

YPFB PETROANDINA SAM 147.50

YPFB - GNEE 18.00

TOTAL 519.40

TOTAL ACUMULADO 519.40

Inversiones en Exploración por unidades Ejecutoras(En millones de dólares)

Fuente: PTP´s Gestión 2012 y PEC-PI-17-12-2010-DIRECTORES

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

2016201520142013

2012

INVERSIONES EN EXPLORACIÓN2012 - 2016 (En millones de US$

Total Acumulado Total

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334 335YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

La historia registra a la década de los años 1970 como uno de los períodos donde surgió la intención de industrializar el gas natural en Bolivia en el marco del Pacto Andino, hoy Co-munidad Andina de Naciones (CAN).

En esa época, Bolivia fue señalada como potencial proveedor de una serie de produc-tos petroquímicos, que en ese momento no estaba en condiciones de producir por falta de

infraestructura, pero fundamentalmente por la ausencia de una política específica de desa-rrollo de la industria petroquímica.

La utilización del gas natural como materia prima, estaba orientada a proyectos petroquí-micos con fines de producción de fertilizantes (Amoniaco-Urea) y polietileno de alta y baja densidad, pero vanos fueron los intentos de implementar uno de estos proyectos.

La industrializacióndel gas se inicia en Bolivia

AÑO INTENCIÓN DE INDUSTRIALIZARLOS HIDROCARBUROS SIN ÉXITO

1964YPFB encargó a la empresa Kellog un estudio de factibili-dad técnica para una planta de fertilizantes y explosivos (cadena amoniaco-urea-nitrato de amonio).

1970En el marco del Pacto Andino (hoy Comunidad Andina de Naciones), se asignó a Bolivia la producción de productos petroquímicos.

1976YPFB encargó a la Universal Oil Products un estudio en la cadena de estireno y poliestireno.

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336 337YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

En la actualidad, la creciente demanda energética a nivel mundial, el notable aumen-to en los precios internacionales del petróleo y la fuerte correlación con los precios de sus derivados, resultaron en un incremento en los precios de los productos refinados y petroquí-micos, que impulsó el desarrollo de un ciclo fa-vorable para el sector petroquímico mundial, donde se observa la presencia de iniciativas para ampliar las capacidades industriales.

“En este marco, en Bolivia existe un de-cidido impulso a iniciar la etapa de la indus-trialización del gas a través de la industria petroquímica, procesando el gas natural para la obtención de distintos productos, habién-dose priorizado en el año 2009 los proyectos de Amoniaco-Urea y Gas a Líquidos (GTL), los cuales requieren de cuantiosos recursos para ser implementados.

Por diversos motivos, el despegue de este proceso de industrialización, ha sufrido algún retraso desde su concepción, pero una de las razones más importantes para esto es que YPFB se encontraba en una etapa de con-solidación de sus actividades primarias, así como de andamiaje de su estructura corpora-tiva a través de la recuperación de las empre-sas nacionalizadas”.102

La Constitución Política del Estado es-tablece que es un fin y función esencial del Estado Plurinacional de Bolivia promover y garantizar el aprovechamiento responsable y planificado de los recursos hidrocarburíferos e impulsar su industrialización. Asimismo, es-tablece que el Estado asumirá el control y la dirección sobre la exploración, explotación, in-dustrialización, transporte y comercialización de los recursos naturales estratégicos.

102 YPFB, Plan de industrialización del gas natural 2011 – 2016, S/E, La Paz – Bolivia, 2011, pág. 2.

Según el Plan de industrialización del gas natural 2011-2016 de YPFB, la industrializa-ción del gas natural significa la implementa-ción sostenible de la industria petroquímica en Bolivia que pueda abastecer el mercado interno y que sea competitiva en mercados internacionales. En este sentido, es necesario contextualizar la industria petroquímica en el mundo y las características propias del país en el cual se desenvolverá este proceso.

La industria petroquímica llamada la madre de las industrias por el desarrollo tec-nológico alcanzado durante décadas de inves-tigación y desarrollo, además de la implemen-tación de plantas de mayor escala y con mayor grado de optimización tecnológica, se desen-vuelve en un escenario internacional con ca-racterísticas particulares.

El pedido del pueblo boliviano de in-gresar a la era de la industrialización de los hidrocarburos está próximo a plasmarse ini-cialmente con las dos plantas de separación de líquidos Río Grande en Santa Cruz y Gran Chaco en Tarija.

Para ingresar a esa nueva etapa, YPFB encara proyectos de inversión para despegar y viabilizar la industria química del gas en el país. Estos complejos permitirán disminuir las importaciones y los subsidios de derivados del petróleo, mediante la recuperación de licua-bles de las corrientes de exportación de gas natural.

En esa línea, la estatal petrolera destina una inversión significativa en las plantas de se-paración de líquidos y los proyectos de plantas de industrialización Amoniaco Urea y Etileno Polietileno que permitirán a Bolivia exportar productos con valor agregado y generar ma-yores ingresos.

La exportación de productos que con-tienen mayor valor agregado resulta positiva

para la balanza comercial y para la balanza de pagos. La exportación implica una demanda para la producción doméstica de bienes y mul-tiplica los ingresos de la economía en general y de las empresas exportadoras con la corres-pondiente generación de divisas.

“Vamos a tener un perfil diferente en nuestra economía porque no solamente va-mos a exportar materia prima, sino también vamos a producir y exportar productos hidro-carburíferos con valor agregado, industrializa-do. Estos proyectos son fundamentales para Bolivia porque nos permitirán, con seguridad, tener una infraestructura cualitativamente di-ferente”, resaltó el presidente de YPFB Corpo-ración, Carlos Villegas.

Una vez puestas en operación, las plantas de separación de líquidos de Gran Chaco y Río Grande, atenderán toda la demanda interna de líquidos del país. Esta situación permitirá a

Bolivia dar un salto cualitativo en su historia porque se convertirá en un país exportador neto de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y gaso-lina a nivel de Latinoamérica, pues el exceden-te, se comercializará a Argentina, Paraguay, Perú, Brasil y otros mercados potenciales.

El impacto de ambas plantas será signifi-cativo para el país, pues inyectarán divisas de aproximadamente $us 1.120 millones anua-les, según una estimación de la estatal petro-lera en base a un estudio económico social.

Con la implementación de estas plantas financiada con recursos provenientes del cré-dito del Banco Central de Bolivia, el país se au-toabastecerá con estos hidrocarburos líquidos y se garantizará la seguridad energética.

Los procesos de licitación y adjudicación inherentes a ambos complejos de separación de líquidos, se realizaron en actos públicos y transparentes.

Producto Gran Chaco Río Grande

Gas natural 5,6 MMmcd 32 MMmcd

GLP 361 TMD 2.247 TMD

Gasolina natural 350 BPD 1.658 BPD

Etano 3.144 TMD

Isopentano 195 BPD 1.044 BPD

Fuente: Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB

Capacidad de proceso y producción en las plantas de separación de líquidos de YPFB

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338 339YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Planta Río Grande

La Planta de Separación de Líquidos de Río Grande será construida en la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Procesará un caudal máximo de gas rico de exportación de 5,6 MMmcd. Además, produ-cirá 361 toneladas métricas diarias de GLP, 350 barriles por día de gasolina estabilizada y 195 barriles por día de gasolina rica en pentanos.

El presidente de YPFB Corporación, Car-los Villegas y el gerente general de la empresa argentina Astra Evangelista S.A. (AESA), Pablo Fernitz, firmaron el 14 de enero de 2011, el contrato de adjudicación de la “Ingeniería, Pro-cura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) para la Planta de Separación de Líquidos Río Grande”, por un monto de $us 159.462.470.

La empresa argentina AESA posee una amplia experiencia en el rubro, en Bolivia, pues instaló la planta de procesamiento de gas en Sábalo operado por Petrobras y construyó la planta de tratamiento de Gas Santa Rosa que fue entregada por YPFB Chaco.

El precio referencial para la planta de Río Grande se definió de acuerdo a normas de la industria petrolera que se realiza en base a es-tudios de ingeniería conceptual, básica exten-dida, aspecto que diferencia al proyecto de la anterior administración de YPFB que no contó con ningún estudio, según los documentos en-contrados en la estatal petrolera.

“En la anterior gestión, en el contrato Catler Uniservice, en el aspecto técnico se pro-ponía sólo sistemas de procesamiento de gas donde se separa líquidos como GLP. También proponían el sistema de almacenaje de GLP y no se incluyó un conjunto de sistemas necesa-rios y otros estándares para una planta (…) No

se incluyó el sistema de control de motores, el sistema contra incendio, la sala de generado-res, el sistema de tratamiento de agua, el sis-tema de carguío de GLP, el sistema de carguío de gasolina estabilizada, el sistema de medi-ción de GLP, el sistema de medición de gasoli-na estabilizada, talleres, laboratorios, sistema de evacuación de GLP por ducto, el sistema de evacuación de gasolina estabilizada, entre otros”, menciona un informe de YPFB.

El complejo de Río Grande, que inicia-rá operaciones el 2013, también contará con equipos de turbo compresión y motogene-radores destinado al suministro propio de energía eléctrica para la Planta. Las órdenes de compra de los equipos principales fueron emitidas y están en construcción en EEUU (turboexpander, turbocompresor y motoge-neradores), Alemania (Plate Fin Exchangers) Argentina (skids de proceso, columnas, filtros, enfriadores, intercambiadores de calor, re-cipientes y otros equipos) y algunos equipos estáticos de almacenamiento de GLP que son construidos en Bolivia (bullets).

La fiscalización de la ingeniería, procura, construcción, puesta en marcha y operación (IPC) de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, estará a cargo de la empresa Bol-pegas S.R.L., que fue contratada por YPFB para realizar esa tarea.

Todo proceso de un proyecto en condi-ciones normales necesariamente debe seguir los pasos de los estudios de pre inversión para llegar a la ejecución. Así lo recomienda la nor-mativa boliviana para proyectos de inversión y las buenas prácticas de ingeniería.

Construcción de la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, en el departamento de Santa Cruz.

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340 341YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

En el estudio de ingeniería conceptual, como su nombre lo expresa, se conceptualizan puntos muy importantes como la micro locali-zación, selección de tecnología, estudios pre-liminares ambientales, evaluación económica financiera con un (+-) 30% de incertidumbre, entre otros.

En el estudio de ingeniería básica exten-dida se realizan los documentos importantes como el cronograma de ejecución, se obtie-ne documentos muy especializados de inge-niería, evaluación económica financiera muy aproximada al presupuesto de inversión con un (+/-) 10% de incertidumbre.

Planta Gran Chaco

La Ingeniería, Procura, Construcción y Puesta en Marcha (IPC) de la Planta de Sepa-ración de Líquidos Gran Chaco, será ejecutada por la empresa española Técnicas Reunidas por un monto de $us 498.650.000.

Con la participación del presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Morales Ayma, el titular de YPFB Corporación, Carlos Villegas y el máximo representante de la com-pañía española Técnicas Reunidas, Juan Lladó, firmaron en Yacuiba-Tarija el contrato de adju-dicación el 26 de octubre de 2011.

“La recuperación de nuestros recursos naturales y su industrialización es todo un pro-ceso (…) Pasamos a la segunda etapa con este contrato de la construcción de una planta se-paradora de líquidos en el chaco boliviano que es el inicio de la industrialización en el que se

va a dar valor agregado a este recurso natural tan importante”, sostuvo en la oportunidad Morales Ayma.

De esta planta de separación de líquidos, se extraerá propano y butano, que es el Gas Licuado de Petróleo (GLP) que se emplea en hogares y fábricas; isopentano y gasolina natu-ral estabilizada, para abastecer a las refinerías de todo el país; metano, que será empleado para incrementar la exportación de gas hacia la Argentina; y, finalmente, se extraerá etano, materia prima para la planta petroquímica, para que el país pueda industrializar sus hidro-carburos y producir plásticos.

La adjudicación a esta empresa deriva de una larga evaluación que se hizo a la propues-ta técnica y económica de varias empresas proponentes. A partir de ahí se adjudicó este

La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco será una de las tres más grandes de Latinoamérica. En la foto, el complejo de Camisea Perú que realiza similar proceso.

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75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

proceso a Técnicas Reunidas con un precio por debajo del precio referencial que era de $us 523.016.660, según un informe de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB.

La Planta Gran Chaco, que iniciará opera-ciones en junio de 2014, procesará un caudal máximo de gas rico de exportación de 32 Mi-llones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd). Producirá 2.247 toneladas métricas diarias

(TMD) de GLP, alrededor de 1.658 barriles por día (BPD) de gasolina natural estabilizada, 1.044 BPD de isopentano y 3.144 TMD de eta-no, que es el insumo principal en el proceso de industrialización de los hidrocarburos.

La Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco será construida por la empresa española, en el municipio de Yacuiba, provin-cia del mismo nombre en el departamento de Tarija.

Para la localización e instalación de este complejo fue determinante la proximidad al Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), ducto principal de exportación de gas natural a la Argentina, además de la viabili-dad tanto técnica, como ambiental y social. En base a ello, esta planta será emplazada en un área útil de 77 hectáreas.

Técnicas Reunidas tiene el compromiso de elaborar la ingeniería de detalle, la compra de equipos, la construcción y la puesta en mar-cha, es decir, el funcionamiento de esta mega-planta que será una de las tres más grandes de Sudamérica junto a Argentina y Perú porque procesará 32 Millones de Metros Cúbicos por Día (MMmcd) de gas natural.

YPFB inició el 26 de abril de 2011 el pro-ceso de contratación y mediante Resolución Administrativa, la estatal petrolera adjudicó a la empresa Técnicas Reunidas por ofertar las mejores condiciones técnicas y económicas para YPFB.

La firma de este contrato fue autorizada por el Directorio de YPFB Corporación, me-diante Resolución Nº 87/2011, el 21 de oc-tubre del mismo año, con la participación de las gobernaciones de los departamentos pro-ductores de Tarija, Santa Cruz, Cochabamba y Chuquisaca y los representantes de los Minis-terios de Hidrocarburos, Planificación y Econo-mía y Finanzas Públicas.

Este complejo, inyectará divisas para el país por aproximadamente $us 1.000 millones por año y generará un impacto socioeconómi-co positivo, según un cálculo preliminar de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos de YPFB Corporación.

Para la generación de energía eléctrica, la planta contará con tres turbogeneradores y cuatro turbocompresores de gas residual, equipos que serán dotados por la empresa in-

ternacional Siemens Energy Inc., por un mon-to total de $us 93, 4 millones.

Estos equipos optimizarán el tiempo de la construcción del complejo y contribuirán al ahorro significativo del proyecto, calculado en aproximadamente $us 30 millones.

Los turbocompresores comprenden una turbina K-201 A/B/C/D, un compresor de gas residual X-201 A/B/C/D, calentadores de Hot Oíl E-502 A/B/C/D, herramientas, repuestos y sistemas auxiliares.

Los turbogeneradores incluyen una turbina K-601 A/B/C, un generador eléctrico G-601 A/B/C, un calentador de gas de regene-ración E-501, herramientas, repuestos y siste-mas auxiliares.

Tras un proceso la licitación, se contrató a la empresa Tecna Bolivia para que fiscalice el IPC de esta planta y será el brazo derecho de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos para garantizar aspectos impor-tantes como calidad, costo y tiempo.

El presidente de la compañía española Técnicas Reunidas, Juan Lladó, en la oportuni-dad destacó la firma de este contrato y agra-deció a YPFB por la confianza depositada en esa oportunidad.

“Es un proyecto de muchísimo valor aña-dido y que va a suponer un gran avance en el desarrollo del mercado de hidrocarburos de Bolivia. No ha sido fácil llegar aquí porque to-dos quieren venir. Hemos tenido que compe-tir con alemanes que se asocian con italianos, con empresas chinas de primer nivel que se asocian con otras empresas de primera cali-dad”, mencionó Lladó.

Bolivia tiene grandes recursos sin explo-tar y Técnicas Reunidas quiere contribuir a de-sarrollarlos con la intención de formar al ma-yor número posible de ingenieros y personal especializado en Bolivia.

Georeferenciación satelital de la ubicación de los terrenos donde será construída la Planta Gran Chaco, en Yacuiba, Tarija.

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344 345YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

“No hace falta ser un experto en econo-mía para leer los periódicos y encontrar que este país es serio, que atrae a los inversores de fuera, que crece, mejora y que día a día su calidad de vida es un poco mejor. Es un país que nos apetece mucho venir”, destacó Lladó.

La compañía tiene una larga experiencia en proyectos internacionales de tratamiento de gas natural con más de 35 referencias y con dos unidades de construcción reciente en Ara-

bia Saudita, que se cuentan entre las de mayor capacidad en el mundo.

La compañía es una de las principa-les empresas internacionales de ingeniería y construcción que provee servicios de ingenie-ría, compra de materiales y construcción de plantas industriales y de generación de ener-gía, en particular en los sectores de produc-ción de petróleo y gas, refino y petroquímico.

Plan quinquenal para la industrialización del gas

El Directorio de Yacimientos Petrolí-feros Fiscales Bolivianos (YPFB) aprobó el 18 de agosto de 2011 el Plan Quinquenal de In-dustrialización del Gas Natural 2011-2016 que incluye los proyectos “Amoniaco urea”, “Etile-no polietileno” y “Gas a líquidos”.

El objetivo de este plan es impulsar la transformación petroquímica del gas natural para obtener derivados con valor agregado, ya sea para la industria o para el consumo masivo en el mercado interno y generar excedentes para la exportación. Se establecieron como estrategias la producción de fertilizantes nitro-genados, la producción de polietilenos y el in-cremento de producción interna de diesel oíl.

Según un informe de la Dirección Legal de la estatal petrolera, este plan de indus-trialización no contraviene el ordenamiento jurídico vigente, teniendo como responsable a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Corporación de una actividad de interés nacio-nal y social.

Concluidos los dos años computables a partir de la puesta en marcha y operación de las plantas de industrialización por parte de YPFB Corporación, se transferirán las mismas a la Empresa Boliviana de Industrialización de los Hidrocarburos (EBIH) con todos sus activos asignados, pasivos, derechos, y obligaciones emergentes de la implementación de estos proyectos. Esta transferencia deberá asegurar la continuidad operativa de cada una de las plantas.

“El nuevo decreto supremo habilita a YPFB a poder manejar el tema de la indus-trialización y le permite implementar estos

proyectos hasta la fase de puesta en marcha y, además, le posibilita operar por dos años para luego hacer la transferencia a la EBIH”, señala un informe de la estatal petrolera.

Según el Parágrafo II del Art. 363 de la Constitución Política del Estado, “YPFB podrá conformar asociaciones o sociedades de eco-nomía mixta para la ejecución de las activida-des de exploración, explotación, refinación, in-dustrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos. En estas asociaciones o sociedades, la estatal petrolera contará obli-gatoriamente con una participación accionaria no menor al cincuenta y uno por ciento del to-tal del capital social”.

Según el análisis, actualmente a nivel mundial existen condiciones favorables para el desarrollo de la industria petroquímica pues existe una creciente demanda energética y un nivel expectable en los precios internacionales del petróleo y sus derivados petroquímicos.

En Bolivia existe un decidido impulso a iniciar la etapa de la industrialización del gas a través de la industria petroquímica, procesan-do el gas natural para la obtención de distintos productos. Este proceso permite obtener deri-vados del gas natural con valor agregado para la industria y el consumo masivo.

Para ejecutar este plan, se contempló lle-var adelante las fases de pre inversión en base a la metodología Front-End Loading (FEL), que es el proceso de desarrollo de los estudios de ingeniería y la gestión de los proyectos, el mis-mo es utilizado con frecuencia en la industria petrolera y petroquímica en varias partes del mundo.

 

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346 347YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

“La industria petroquímica tiene un efec-to multiplicador en el resto de la economía porque desencadena el desarrollo de otras ca-pacidades y potenciales industriales en cada una de las cadenas de valor de los productos involucrados”, indica un informe de la estatal petrolera.

Los proyectos de plantas de industria-lización Amoniaco Urea, Etileno Polietileno y Gas a Líquidos, permitirán al país exportar productos con valor agregado con la conse-cuente generación de divisas y mayores ingre-sos para el país.

La exportación de productos que con-tienen mayor valor agregado resulta positiva para la balanza comercial y para la balanza de

pagos. La exportación implica una demanda para la producción doméstica de bienes y mul-tiplica los ingresos de la economía en general y de las empresas exportadoras con la corres-pondiente generación de divisas.

Según Villegas, la economía del país ten-drá un perfil diferente porque no solamente se comercializará materia prima, sino también se producirá y exportará productos hidrocarburí-feros con valor agregado industrializado.

La implementación, puesta en marcha y operación de estos tres proyectos requerirá de financiamiento que tendrá como fuentes el crédito interno, el crédito externo, la par-ticipación de privados, entre otros, según se anticipó en la estatal petrolera.

Planta Amoniaco Urea

La estrategia de producción de fertili-zantes nitrogenados tiene por objetivo produ-cir fertilizantes nitrogenados para atender la demanda del mercado interno y externo, ra-zón por la que se pretende producir aproxima-damente 756.000 toneladas anuales de urea a partir del año 2015.

La Planta de Amoniaco Urea funcionará en la región de Bulo Bulo, Carrasco del depar-tamento de Cochabamba, cuya producción cubrirá la demanda del mercado interno y contribuirá a elevar la productividad del sector agrícola en Bolivia. Los volúmenes excedenta-rios mayores al consumo interno serán desti-nados a la exportación.

El consumo aproximado de gas natural de esta planta será de 0,34 trillones de pies cúbicos durante los 20 años de operación de la misma.

La coordinación de este proyecto que entraría en operación el 2015, estará a cargo

de la Gerencia Nacional de Plantas de YPFB que cuenta con la capacidad de gestión de proyectos.

Entre los productos petroquímicos de fácil obtención a partir del gas natural, se en-cuentra el amoniaco y la urea, productos que se obtienen a partir del metano y son utili-zados como fertilizantes, estos productos re-quieren de volúmenes de gas natural para su elaboración y no necesitan insumos adiciona-les. A partir del amoniaco, además de la urea, es posible producir una gama de fertilizantes y productos como el nitrato de amonio, bifos-tato diamónico, sulfato de amonio y otros que requieren fosfatos y sales de azufre.

La producción de urea ayudará a mejorar la productividad del sector agrícola en Bolivia, pues incrementará el desarrollo de las regio-nes y contribuirá a la seguridad alimentaria. Se estima ampliar las áreas de cultivo de 2,9 a 105 millones de hectáreas.

Beneficios de la industrialización

• Añadir valor agregado al gas natural.

• Efecto multiplicador en la economía.

• Transferencia tecnológica.

• Fortalecimiento de la posición exportadora de Bolivia y

generación de divisas.

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348 349YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Planta Etileno Polietileno

La estrategia de producción de polietile-nos de diferentes características, atenderá la demanda del mercado interno y externo, pues contempla un complejo petroquímico para la producción de etileno y polietileno, cuya pro-ducción provendrá del etano, materia prima que será producida en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco que entraría en opera-ción el 2016.

Esta planta será implementada en la pro-vincia Gran Chaco del departamento de Tarija con una producción anual de aproximadamen-te de 800.000 toneladas métricas de polieti-lenos de diferentes calidades y características, con un consumo aproximado de etano de 2.800 Toneladas Métricas Día (TMA).

Se conformará un gran polo de desarro-llo en el departamento de Tarija, porque en esa región, además de la planta separadora de líquidos, se ubica el gasoducto de exportación de gas natural a la Argentina y la Planta de Eti-leno y Polietileno (preliminarmente).

La cadena de valor del etano es muy ex-tensa dando lugar a la obtención de una gran variedad de productos plásticos de múltiples aplicaciones y usos en diversos sectores de la economía.

El polietileno sirve como materia prima para la elaboración de una gran variedad de productos plásticos y el contar con la produc-ción de polietileno en Bolivia abrirá la posi-bilidad de iniciar la generación de medianas y pequeñas empresas dentro del rubro de la elaboración de productos plásticos. Esta situa-ción permitirá generar un mayor movimiento económico, un impulso al sector productivo y una mayor generación de empleo.

Esta planta impulsará, además, el desa-rrollo de la industria regional y nacional de transformación del polímero y permitirá gene-rar empleos directos e indirectos.

Por la capacidad de gestión de proyectos con que cuenta, la coordinación de este pro-yecto está a cargo de la Gerencia Nacional de Plantas de Separación de Líquidos.

“El 15 de septiembre entramos a Direc-torio para que se apruebe el inicio de proceso de contratación de una empresa que realice la ingeniería conceptual. Si todo sale bien el 15 de octubre estaríamos lanzando la convocato-ria pública”, indicó Rojas.

En octubre de 2011 YPFB lanzó una con-vocatoria pública internacional con la finalidad de contratar a una empresa petroquímica es-pecializada para realizar los estudios de la in-geniería conceptual de las plantas de etileno y polietileno del Gran Chaco.

La empresa petroquímica especializada que sea seleccionada, deberá presentar su metodología de trabajo tomando en cuenta las leyes, decretos supremos y otras normas legales en vigencia en Bolivia, estándares y normas internacionales, además de las im-plicaciones de éstas en cuanto se refiere a la Ingeniería Conceptual del complejo petroquí-mico en base a metodologías mundialmente reconocidas y aceptadas.

La empresa consultora internacional de-berá realizar estudios de macro y micro locali-zación a detalle y efectuará la comparación de alternativas de ubicación del complejo petro-químico que otorgue mayores ventajas para el proyecto.

Asimismo, la consultora determinara el tamaño óptimo de la planta y planteará alter-nativas de capacidades productivas de cada planta. Deberá considerar, principalmente, la disponibilidad de materia prima, tamaño de mercado y tecnologías disponibles.

Además, deberá definir la traza del ga-soducto desde la Planta de Separación de Lí-quidos de Gran Chaco hasta el complejo pe-troquímico, desde donde se proveerá de la materia prima.

Detallado ProcesoDiagrama de Flujo GTL

Tratamiento de Gas

Vapor MetanoReformado a

syngas

ExtracciónDioxido de

Carbón

SyngasHydrogenRenoval

SyngasCompression

Gas Natural

Hidrogeno

CO 2 Ceclicado Vapor

Gas NaturalGas CombustibleHidrogeno

Hydro-fraccionador

Gas Combustible Gas Combustible

LPG

Nafta

Diesel

Purga

Fraccionadorde

ProductosStripper

FT Reactor FT Separador

Hidrogeno Vapor

FT Reactor Reciclado

Gas a Líquidos

La estatal petrolera también cuenta con una estrategia para incrementar la pro-ducción interna de diesel para atender la de-manda insatisfecha del mercado interno. Para efectivizar esta estrategia, se realiza estudios

para ejecutar el proyecto de Plantas de Gas a Líquidos.

La coordinación de este proyecto tam-bién está bajo dependencia de la Gerencia Na-cional de Plantas de Separación de Líquidos.

Proceso detallado y diagrama de flujo

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350 351YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

“En la actualidad la demanda de diesel oil en el mercado interno supera los 24.000 Barriles por Día (BPD), en 2010, esto ha oca-sionado un gasto al Estado de alrededor de $us 330 millones debido a que este combus-tible líquido es comercializado en el mercado interno a precios subvencionados, y se prevé que la demanda de diesel oil alcance un volu-

men de 31.000 BPD para el año 2016. Asimis-mo, ante la declinación natural de los campos de producción de crudo, se prevé que la bre-cha entre la oferta y la demanda de diesel oil se incremente significativamente”, sostiene un documento de la estatal petrolera.

Bajo la premisa de asegurar el abaste-cimiento del mercado interno, se constituye

en una alternativa el considerar la tecnología de conversión de gas natural a líquidos Gas to Liquids (GTL) para la obtención de “diesel sin-tético” a partir del gas natural.

Este proyecto estratégico permitirá re-ducir la brecha entre la oferta y la demanda, fortalecerá la seguridad energética y disminui-

rá significativamente los montos destinados a la subvención de este combustible.

A partir de 2016, se espera producir aproximadamente 12.000 BPD de “diesel sin-tético” y 3.000 BPD de gasolinas livianas. El volumen de gas natural requerido es de 1,09 TCF para los 20 años de operación.

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352 353YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

Conclusiones1.- Con el descubrimiento comercial del primer

pozo petrolero en 1924, el Bermejo X-2, en Tarija, se inicia la historia de la industria pe-trolera en Bolivia, que cumple 87 años en 2011. Al vaivén del cambio recurrente de la legislación, la actividad de los hidrocarbu-ros el país estuvo determinada 63 años por regímenes privados de extracción y sólo 24 años de estatización o nacionalización.

2.- En 63 años de esquema privado, las dife-rentes legislaciones influenciadas por inte-reses transnacionales y élites gobernantes modificaron recurrentemente la normativa sobre los hidrocarburos concesionando la entrega y administración de los recursos naturales bolivianos a empresas extranje-ras, en desmedro de los intereses naciona-les, provocando la apropiación del mayor porcentaje de la renta petrolera, la fuga de capitales e incalculables pérdidas para el Estado y el país.

3.- Como efecto de incumplimiento de contra-tos, inversiones, contrabando, irregularida-des, abusos, boicot y traición a la patria por empresas privadas como la Standard Oil y la Gulf Oil, los gobiernos militares de los presidentes Enrique Toro y Alfredo Ovando ordenaron la nacionalización de los hidro-carburos, confiscando y expropiando los bienes de las transnacionales. Las medidas derivaron en el pago de una indemniza-ción de $us 80.622.171 que actualmente

se podría valorar en más $us 507.000.000, al margen de bloqueos económicos, vetos comerciales, arbitrajes internacionales, in-tereses, daños y costas, entre otros.

4.- El Estado nacional funda Yacimientos Pe-trolíferos Fiscales Bolivianos en 1937 para ejercer el derecho nacional soberano sobre sus recursos naturales, el control sobre sus hidrocarburíferos y la administración de la riqueza nacional en un esquema empresa-rial pero siempre con vocación de servicio social a los altos intereses de la nación.

5.- Pese a los esfuerzos de gobernantes pa-

triotas, las medidas de nacionalización no pudieron hacerse sostenibles en el tiempo, debido a que algunos gobiernos de turno que fueron seducidos o sobornados por las transnacionales menguaron el apoyo eco-nómico a YPFB hasta conseguir su descapi-talización para justificar aperturas liberales o neoliberales al capital privado, este es el caso del régimen de partidos gobernantes, particularmente aquellos que paradójica-mente se autodenominaron “nacionalis-tas”, “revolucionarios” y de “izquierda” que implementaron las medidas de saqueo de medio siglo, a título de privatización y/o ca-pitalización.

6.- La Nacionalización de los Hidrocarburos contemporánea es un hecho fundamen-talmente político, determinado por los

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354 355YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

75 AÑOS DE APORTE AL PAÍS

movimientos sociales cuya gesta rebelde se incubada en la década del 2000 y asu-me una posición confrontacional contra los regímenes gobernantes que facilitaron la privatización de servicios básicos esencia-les y fundamentalmente la injusta, gradual y sistemática apropiación transnacional de la riqueza del gas natural y el petróleo que dejó exiguas “participaciones” para Bolivia sumida en condiciones de pobreza estruc-tural.

7.- La “Guerra del Gas” en El Alto que expul-só a Sánchez de Lozada, con más de un centenar de muertos y heridos, impuso a los regímenes transitorios la “agenda de octubre”, “el referendo del gas” y “la Ley de Hidrocarburos 3058 (en vigencia)” y fundamentalmente la urgencia por la na-cionalización y el control de los hidrocarbu-ros, ratificando la necesidad de rescatar y reactivar a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos con tuición sobre la cadena pro-ductiva y la recuperación de sus empresas.

8.- Con la mayoría histórica del apoyo elec-toral, el Presidente Evo Morales acata el legítimo mandato popular y promulga el 1 de mayor de 2006, el histórico Decreto Supremo Nº 28701, “Héroes del Chaco”, de Nacionalización de los Hidrocarburos que recuperó la propiedad, posesión, y el control total y absoluto sobre el gas natural y el petróleo, recursos estratégicos para el desarrollo del país.

9.- A diferencia de las medidas de estatiza-ción aprobadas en 1937 y 1969, la tercera Nacionalización de los Hidrocarburos en

Bolivia, no fue confiscatoria ni expropia-toria para evitar millonarios juicios y per-juicios económicos al Estado, además de bloqueos y arbitrajes internacionales. La escala de inversiones y negocio es expo-nencialmente mayor ahora que en antaño. El objetivo estratégico de la nacionalización contemporánea fue la apropiación del ex-cedente económico. De ahí que la Renta Petrolera del país es una de las más altas de la región y el mundo con un promedio de 74 a 90% de participación (50% de IDH y Regalías configurados por la Ley 3058) además de participaciones de los nuevos contratos con el Estado. Más del 80% de las reservas de hidrocarburos en el mundo están bajo control estatal o nacionalizadas; las empresas transnacionales que prestan servicios en varias partes del mundo vie-nen recibiendo participaciones que oscilan entre el 9 a 12%.

10.- Las compañías petroleras en Bolivia que fueron obligadas a firmar o “migrar” a nue-vos contratos de operación con el Estado, en condiciones ventajosas para YPFB y el país se quedaron en el país como operado-ras, a condición de rendirle mayores ingre-sos al Estado, aquellos que histórica y so-beranamente le corresponden; a cambio, las transnacionales privadas reciben costos recuperables por las inversiones, maqui-narias técnicos, etc. realizadas antes de la nacionalización, las cuales alcanzan a $us 2.097 millones, deducidos vía auditorías realizadas para devolver en un plazo de seis años desde la nacionalización y un margen racional de utilidades por los hidrocarburos que extraen para el Estado.

11.- El proceso de nacionalización refundó y reactivó a YPFB, que fue reducida a condi-ción residual por la privatización/capitaliza-ción, restituyéndole la gestión y el control sobre toda la cadena productiva de los hidrocarburos en Bolivia. Esto fue posible, gracias a la recuperación de su patrimonio, las empresas de su propiedad capitalizadas y/o privatizadas para refundar YPFB Cha-co, YPFB Andina, YPFB Transporte, YPFB Refinación, YPFB Logística, además de la incorporación de YPFB Petroandina SAM, Gas TransBoliviano (GTB), YPFB Aviación, con las cuales viene operando. Si bien, la estatal petrolera invirtió $us 374 millones como indemnización a los privados, el pa-trimonio en los últimos años, el patrimo-nio actualizado de éstas asciende hasta el presente a $us 3.041 millones. Este grupo empresarial, el más importante del país, administra $us 4.427 millones en la actuali-dad.

YPFB Corporación en su conjunto cuenta con un patrimonio total de $us 5.786 mi-llones hasta 2010 que se halla en constante expansión.

12.- En cinco años, bajo la administración del Estado, YPFB Corporación generó ingresos para Bolivia en el orden de 12.424 millo-nes, multiplicando geométricamente las ganancias para el país, pues el proceso de privatización neoliberal sólo aportó $us 1.161 millones entre 2001 y 2005.

13.- Bajo la administración de YPFB, la produc-ción nacional de gas natural alcanzará su mayor nivel en 2012 cuando el país pase de producir alrededor de 46 Millones de

Metros Cúbicos de Gas por día (MMmcd) hasta 56 MMmcd, con el impulso sobre el desarrollo de megacampos productivos para satisfacer con demasía la demanda interna y los compromisos de exportación. Hasta 2005, la producción de gas en Boli-via no era superior a 35 MMmcd, sólo con el mercado a Brasil, el contrato ventajoso de exportación a la Argentina y su primera adenda, marcaron el punto de inflexión y desarrollo de las capacidades nacionales.

14.- Con el decidido apoyo e impulso del go-bierno del presidente Evo Morales Ayma que concreta un préstamo por $us 2.000 millones de dólares, YPFB Corporación concretará entre 2012 y 2014 la puesta en marcha de las plantas de extracción de li-cuables de la corriente del gas natural que no sólo generarán ingresos adicionales por $us 1.120 sino además abastecerá todos los requerimientos del mercado interno de GLP y gasolina, sino adicionalmente extrae-rá insumos básicos como el etano e isopen-tano para impulsar la industrialización de los hidrocarburos con la construcción de plantas productoras de polietilenos y agro-fertilizantes (urea-amoniaco).

15.- YPFB Corporación ha iniciado en 2010 un agresivo plan de exploración nacional en la perspectiva de incrementar las reservas nacionales de gas en 7,7 Trillones de Pies Cúbicos, además de 117,31 Millones de Barriles (MMBbl) de Condensado, y 29,30 Millones de Barriles de Petróleo, a través de la optimización de tareas de prospec-ción a corto, mediano y largo plazo por la vía de contratos de operación, contratos de

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356 YPFB COMPLETA EL CIRCUITO PRODUCTIVO Y PROYECTA EL DESARROLLO DE LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

exploración y explotación en áreas reser-vadas, contratos de servicios petroleros y convenios de estudio.

16.- En los últimos años, la infraestructura para el transporte de gas natural, petróleo y otros hidrocarburos, además de la capa-cidad de almacenaje se ha desarrollado ostensiblemente en procura de garantizar la seguridad energética y el desarrollo in-terno. YPFB viene elevando proporcional-mente la oferta de mayores volúmenes de hidrocarburos en el país.

17.- YPFB es el brazo operativo de ese proceso y se fortalece, avanza, crece y madura día a día con vocación de compromiso y servicio nacional. La empresa de todos los bolivia-nos ha cumplido 75 años de vida institucio-nal y servicio. Su fortalecimiento depende en buena medida el desarrollo nacional.

18.- En el último quinquenio la nacionalización contemporánea ha mostrado su efectivi-dad y amplio beneficio. No se trata de una medida estática que se agota en sí misma sino es un proceso perfectible que ha avan-zado cualitativamente con el respaldo del pueblo boliviano que ha adquirido plena conciencia histórica de lo que es suyo. Sin duda alguna es la medida más legítima del país, al haber sido refrendada en dos refe-rendos nacionales que no sólo la materiali-zaron sino, además, la han consagrado en la nueva Constitución Política del Estado Plurinacional de Bolivia con salvaguardas frente a futuros intentos perniciosos de privatización, como se ha visto a lo largo de casi un siglo de explotación liberal o neoli-beral.

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