MemoriaYPFB-2005

Memoria Anual 2005

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos

YPFB

Contenido

• Presentación 2

• Resumen Ejecutivo 5

• Vicepresidencia de Administración, Contratos y Fiscalización 15

• Vicepresidencia Nacional de Operaciones 33

• Estados Financieros de YPFB Gestión 2005 47

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El año 2005 marcó un nuevo tiempo de transiciónen la vida política y económica del país.

El 17 de mayo, el Gobierno de Carlos D. Mesapromulgó la nueva Ley de Hidrocarburos,generando una turbulencia política sinprecedentes que terminaría por provocar surenuncia.

El Gobierno de transición encabezado por el Dr.Eduardo Rodríguez Veltzé llamaría a Eleccionespresidenciales anticipadas, en las que saldríavictorioso Evo Morales Ayma.

En este contexto, YPFB también vivió durante2005 un período de transición, ya que la nuevaLey de Hidrocarburos ordena su refundación,asignándole a la empresa nuevos roles en tantofutura controladora de toda la cadena productivay de comercialización de los hidrocarburos.

Así, las Vice-Presidencias, Gerencias y diferentesdepartamentos de YPFB realizaron un trabajo dereadecuación a las nuevas reglas, poniendo apunto los mecanismos product ivos ,administrativos y de fiscalización para estar a laaltura del nuevo desafío.

La presente Memoria realiza un recuento detodas estas actividades, reflejando su compromisocon la nueva etapa que le tocará encarar.

Al 31 de diciembre de 2005, YPFB tuvo a sucargo la administración y fiscalización de 71contratos de Riesgo Compartido, fiscalizando lasactividades de exploración y explotación decampos y certificando su producción.

Presentación

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También se elaboraron los borradores de tresmodelos de nuevos Contratos petroleros, deacuerdo a la nueva Ley de Hidrocaburos.

El primer trimestre finaliza con la consolidaciónde la exportación de gas a la Argentina, llegandoa un volumen de hasta 7.7 MMm3D.

En noviembre, se firmó el DS 28467 medianteel cual se reservan para YPFB áreas de potencialhidrocarburífero en zonas tradicionales y notradicionales, para su explotación por sí mismao asociada.

Durante esta gestión, YPFB también encaró unprograma ambicioso de sustitución de gasolinapor GNV en el parque automotor de las ciudadesde La Paz y El Alto.

Con respecto al Diesel, su déficit siguió siendocubierto mediante la importación de combustiblevenezolano.

Durante 2005, YPFB también garantizó elsuministro y ejecución de las expansiones de lasredes de Gas Natural, promocionando su uso atodo nivel.

Estas y otras actividades más, están detalladasen profundidad en este documento anual,elaborado con la cooperación de todas las áreasde la empresa, a quienes se reconoce y agradecepor sus esfuerzos y lealtad, en pos de laconstrucción de una nueva empresa, poderosay pujante.

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Resumen EjecutivoResumen Ejecutivo

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INTRODUCCION

A partir de la promulgación de la Ley 3058 el 19 de mayo 2005, se le asigna a YPFBnuevos roles dentro de la industria petrolera, en este contexto durante la gestión 2005la empresa ha iniciado la adecuación de funciones de las unidades funcionales a lanueva Ley de Hidrocarburos, en ese marco se ha presentado el PEI institucional y elPOA 2006, así como el proyecto de presupuesto 2006.

1.1 Vicepresidencia Nacional de Operaciones (VPNO)

Hasta la vigencia de la Ley de Hidrocarburos 1689 y reiterado en forma explícita enel artículo 7to de la Ley 1981, YPFB debería dejar de realizar todas las actividadesde la cadena productiva y centrarse únicamente en la administración y fiscalizaciónde los contratos petroleros firmados con las diferentes empresas del sector privado.

Sin embargo de la situación anterior desde la gestión 2000, fracasaron los intentos paraprivatizar las actividades de engarrafado de GLP así como la distribución de gas naturalpor redes. Por otra parte por lo indicado en la Constitución Política, tampoco se podíanvender las Plantas de Almacenaje de propiedad de YPFB situadas en las poblacionesfronterizas, quedando también la empresa Estatal en posesión de un número apreciablede Estaciones de Servicio de expendio de Gasolinas y Diesel Oil.

A partir de la promulgación de la Ley de Hidrocarburos 3058 el 19 de mayo de 2005y tomando en consideración lo señalado en el artículo 6to “se refunda YPFBrecuperando la propiedad estatal de las acciones de los bolivianos en las empresaspetroleras capitalizadas, de manera que esta Empresa Estatal pueda participar entoda la cadena productiva de los hidrocarburos, reestructurando los Fondos deCapitalización Colectiva y garantizando el financiamiento del BONOSOL.”

Por otra parte de acuerdo a lo señalado en el artículo 22 parágrafo V, incisos a), b) yc) YPFB a través de la Vicepresidencia Nacional de Operaciones podrá participar entodas las actividades de la cadena productiva por sí o mediante la conformación desociedades de acuerdo al Código de Comercio. Asimismo en el artículo 23 se indicaque la Vicepresidencia Nacional de Operaciones (VPNO) estará conformada por laGerencia de Industrialización (GID), la Gerencia Comercial (GCO), la Gerencia deDuctos y Redes de Gas y la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación.

En este contexto durante este período se han ido encarando una serie de trabajos,proyectos y programas para poder hacer que YPFB operativo se reinserte en lasactividades de la cadena productiva de los hidrocarburos.

1.2 Vicepresidencia de Administración Contratos y Fiscalización (VPACF)

El presente informe resume las principales actividades y resultados en cuanto a laFiscalización y Administración Contratos bajo la Ley de Hidrocarburos N° 1689, enprimera instancia y posteriormente bajo la nueva Ley de Hidrocarburos Nº 3058, lacual prevé nuevas funciones y atribuciones para YPFB. Debemos destacar el permanenteesfuerzo de velar por el cumplimiento de la normatividad legal y los mejores esfuerzospor apoyar al Estado boliviano en las tareas de la administración de los Contratos deRiesgo Compartido, Exportación y Transporte de Gas al Brasil y a la RepúblicaArgentina.

Se fiscalizó permanentemente las actividades de campo ejecutadas por las EmpresasTitulares, el trabajo fue realizado a dos niveles operativos en el campo, en primerainstancia por el Inspector del área y en segunda instancia por el Fiscal de Campo aefectos de facilitar a los Fiscales de Producción datos tomados in situ, así comobalances preliminares de contabilidad para las certificaciones mensuales

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RESULTADO DE GESTIÓN ENERO – DICIEMBRE 2005


2.1.1 Programa de sustitución de gasolinas por GNV. Sustituirel uso degasolina y GLP en el parque automotor por gas natural vehicular (GNV).

YPFB en coordinación con el Min. de Hidrocarburos, Transredes, Andinay la Asociación Promotora de GNV, está encarando el programa desustitución de 10.000 unidades a gasolina y 1.500 con GLP, financiandoel 100% para los que usan GLP y 50% de los vehículos a gasolina.

2.1.2 Contrato de uso de marca. El contrato con EBR fenece el mes deDiciembre de 2005. YPFB negocia la renovación del contrato de uso demarca y su logotipo en la comercialización de grasas y lubricantes conla empresa Petrobras Bolivia Refinación (Ex EBR).

YPFB ha presentado oficialmente su posición:

• Negociar un nuevo contrato en lugar de adenda.• Incrementar sus ingresos por este concepto.• Limitar el uso de marca sólo a lubricantes y grasas.• Aumentar el nivel de control de gestión por YPFB.• Establecer la opción para que YPFB use la marca.

2.1.3 Consolidar la estructura orgánica de la VPNO.

La VPNO en concordancia al Art, 23º de la Ley 3058, ha presentado suEstructura Orgánica.

2.1.4 Contar con la planificación estratégica y el programa de operacionesanual para el 2006.

La VPNO ha presentado el PEI institucional y ha presentado el POA 2006,según las normas vigentes.

2.2 Gerencia de Comercialización

2.2.1 Importación de diesel oil. Por D.S. 27696 de 23/10/2004, YPFBrealizó la importación de Diesel Oil en 300,000 Bls., en embarques de50.000. Programando 6 embarques para la gestión 2005. El D.S. 28105de 29/04/2005, autoriza al Min. de Hacienda la emisión de Bonos delTesoro para la importación.

YPFB adquiere de PDVSA el Diesel Oil. Hasta el 5/12/2005, se tiene 6embarques de 50.000 Bls de Diesel Oil, para el mercado de La Paz y Oruro,que le permite abastecer de 153 m3/día y 50M3/día para los mercados deLa Paz y Oruro, respectivamente.

2.2.2 Distribución mayorista. Según la disposición transitoria tercera dela Ley Nº 3058, YPFB es el único distribuidor mayorista en el país. Elderecho adquirido de las empresas mayoristas fenece el 30/06/2006.Según D.S. Nº 28169, YPFB está autorizada a firmar contratos de sociedadaccidental.

YPFB ha firmado siete contratos de sociedad accidental con las empresas:Petrobras Bolivia Distribución, Pexim, Shell, Pisco, Refipet, Copenac yDispetrol. Para el caso del Diesel Oil, se ha firmado contratos con Copenac,Petrobras Bolivia Distribución, Petrocruz y Petrobras Bolivia Refinación.YPFB requiere un capital de US$MM 15. Para su ingreso al Bloque Sur hasolicitado, US$MM4,5 y se encuentra en trámite el D.S. que reglamenteel uso de los recursos.

2.2.3 Comercialización de GLP y Gas Natural. YPFBatiende parte de la demanda nacional implantandoel sistema de abastecimiento de GLP en diversasregiones del país. YPFB atiende el suministro de GasNatural para la ciudad de La Paz.

YPFB cuenta con 18 plantas de engarrafado, 6 plantasde almacenaje (en fronteras) en 22 zonas comerciales,atendiendo el 47% del mercado en la provisión deGarrafas de Gas Licuado de Petróleo. YPFB ha iniciadoel contrato para proveerse de Gas Natural para la ciudadde La Paz con la empresa ANDINA, por 10 años.

2.2.4 Estaciones de servicio de combustibles líquidos.Ceder la administración de 35 EEº SSº en base a unmodelo de inversión.

Se ha desarrollado el modelo de inversión yadministración delegada, mediante contratos deservicio administrativo, compromisos de inversión yconformación de 6 bloques.

2.2.5 Mantenimiento de plantas de almacenaje yengarrafado. Programa anual.

El programa anual de mantenimiento de las plantasde almacenaje y engarrafado a cargo de YPFB, tienecomo finalidad adecuar las mismas al reglamentovigente, considerando la Ley del Medio AmbienteNº 1333.

2.3 Gerencia de Ductos y Redes de Gas

2.3.1 Suministro de Gas Natural por redes en regionesa cargo de YPFB.

YPFB garantiza el suministro de Gas Natural porredes, la continuidad del servicio y la ejecución delas expansiones de redes.

2.3.2 YPFB promociona el uso del Gas Natural porredes.

YPFB ha implantado tarifas dentro del nivel de preciosmáximos fijados por la Superintendencia deHidrocarburos: Doméstico de 2.77 US$/MPC.Comercial de 2.24 US$/MPC. y en el área Industrialde 1.70 US$/MPC.

2.3.3 Fondo de Redes. D.S. 27612 de 5/07/2004. secrea el Fondo de Redes y autoriza a YPFB ejecutarla extensión de redes de gas natural en instalacionesinternas. D.S. 28291 de 11/08/2005, ratifica yperfecciona el Fondo de Redes, y establecediferencias en el uso de los fondos generados, tantopara YPFB, como para las distribuidoras.

YPFB, administra el Fondo de Redes a través de laapertura de una cuenta específica en el Banco Central.Se desarrollan redes secundarias, acometidas ygabinetes. Instalación interna de 22 metros.Mantenimiento mayor de redes primarias, yampliación de red primaria.

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2.3.4 Proyecto 39 - K. Extensión de redes secundarias; acometidas y gabinetes demedición; e Instalaciones Internas, en las ciudades en las que YPFB tiene el controly administración de las redes de gas.

YPFB a través de convenios con las Juntas Vecinales, amplía las redes secundarias enla fase de obras civiles. En la gestión 2005 alcanza la cobertura de 69,718 prediosdisponibles para Instalaciones Internas, en La Paz, El Alto, Viacha, Oruro, Potosí,Camiri, Sucre y Poblaciones Intermedias.

2.3.5 Crédito Chino. El país ha suscrito con el Gobierno Chino un crédito por 18,4MMUS$, a 30 años de plazo, 9 años de gracia y un Interés de 2% anual. YPFB recibeeste crédito en materiales.

YPFB administra y ejecuta el crédito en una primera etapa con la desaduanizaciónde materiales por un monto de 5,6 MMUS$.

2.4 Gerencia de Industrialización

2.4.1 Estructurar la Gerencia Industrial. Creación de la nueva Gerencia Industrialy asignación de funciones en función a la Ley.

La VPNO en coordinación con la Presidencia Ejecutiva de YPFB, ha formalizado lanueva Gerencia Industrial con sede en la ciudad de Cochabamba. La función específicaes: desarrollar proyectos; gestionar la participación de YPFB en proyectos, mediantecontratos de asociación; facilitar e incentivar el desarrollo de emprendimientos deindustrialización en Bolivia. Se ha firmado dos memorandos de entendimiento conempresas interesadas en desarrollar proyectos para GTL en Bolivia.

2.5 Gerencia de Exploración y Explotación

2.5.1 Estructurar la Gerencia de Exploración y Explotación. Formalización de la estructurade la nueva Gerencia y asignación de funciones en función a la Ley.

La VPNO en coordinación ha presentado para su consideración la estructura quepermita a la nueva Gerencia iniciar actividades en la ciudad de Camiri. YPFB cuentacon el Decreto Supremo 28467 que asigna once áreas (Tradicional y No tradicional)que permitirá a la GEE iniciar actividades.

2.6 Gerencia de Administración y Finanzas

2.6.1 Ejecución presupuestaria por la gestión 2005.

La ejecución presupuestaria 2005 es presentada en informes mensuales que describenen detalle los ingresos y gastos por programas.

2.6.2 Proyecto de presupuesto de la VPNO por la gestión 2006.

El proyecto de presupuesto 2006 ha sido presentado de acuerdo a la Programaciónde Operaciones Anual y según los tiempos establecidos por el Órgano Rector.

2.6.3 Estados Financieros por la gestión 2004.

Los Estados Financieros al 31-12-2004 han sido presentados en marzo/2005, y secuenta con el dictamen de auditor independiente.

2.6.4 Registro de las operaciones económico-financieras por la gestión 2005.

Se han contabilizado las operaciones económico-financieras de la VPNO de enero/2005a noviembre/2005 y emitido estados de cuentas de balance y de resultados al 30-06-2005 y 30-09-2005

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2.6.5 Informe de seguimiento de auditoria interna y externa.

Se han efectuado seguimientos a informes de auditoría interna y externacorrespondientes a la gestión 2004

2.6.6 Relevamiento de funciones en la VPNO. Adecuación de funcionesde las unidades funcionales a la nueva Ley de Hidrocarburos.

Relevamiento de funciones administrativas, económicas, financieras ycontables en los Distritos Comerciales de: La Paz, Santa Cruz, Cochabamba,Sucre y Tarija, con el propósito de su descentralización.

2.6.7 Elaboración de reglamentos específicos. En base a las normas básicaspara los 7 sistemas de administración consideradas en la Ley 1178

Se tiene los borradores de los reglamentos específicos, en base a las normasbásicas para los 7 sistemas de administración consideradas en la Ley 1178.Estos serán complementados con manuales de procesos.


2.7.1 Resultados de la administración de contratos y fiscalización

• Al 31/10/2005 están en vigencia 71 Contratos de Riesgo Compartido, delos cuales 26 corresponden a Exploración y 45 a Explotación.

• Las áreas bajo Contrato de Riesgo Compartido sufrieron las siguientesmodificaciones con respecto a diciembre de 2004:

• La inversión directa que las compañías han reportado en actividades eExploración y Explotación durante el periodo enero-septiembre 2005registra un valor de 131 MM US$.

• Se administró el Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-Petrobras, ejerciendo la función de Agregador de los volúmenes de gasnecesarios para cumplir con este contrato, para lo cual se negoció yadministró los Contratos “Back to Back” suscritos con los productores.

• Se ejerció la función de Cargador en el Gasoducto Bolivia-Brasil, tramoboliviano, teniendo la responsabilidad, con el apoyo de los productores, denegociar los Contratos de Transporte con la Empresa Gas Transboliviano (GTB).

• Se participó en calidad de oyentes, juntamente con representantes delMinisterio de Relaciones Exteriores y Culto y del Ministerio de Hidrocarburos, en las diferentes reuniones del Gasoducto Sudamericano celebradas enMontevideo. Lima–Perú, Buenos Aires–Argentina, Montevideo - Uruguayy Asunción- Paraguay.

• Se realizó una Reunión Binacional de IntegraciónEnergética con la República de Paraguay donde seestablece la conformación de un grupo Técnicodenominado G-BOPY el mismo que sostuvo suprimera reunión en la cual se analizaron diferentesproyectos para la exportación de Gas Natural a esepaís y la instalación de una Planta de GLP en territorioboliviano.

• Se fiscalizó las actividades exploratorias de laempresas petroleras sujetas a Contratos de RiesgoCompartido, en el marco de la Ley de Hidrocarburosy sus Reglamentos, haciendo seguimiento de lostrabajos geológicos, geofísicos y perforaciónexploratoria, como ser: pago de patentes, trabajosexploratorios UTE, devolución y retención de áreas.

• Se continuó con el trabajo en la elaboración de laautomatización del proceso de contabilidad deproducción, con la finalidad de contar con laherramienta básica que nos permita dar celeridad enlas etapas intermedias de los balances volumétricosy cálculos adicionales en la contabilidad deproducción. Asimismo, permitirá el procesoautomático de la certificación de producción dehidrocarburos.

• Se elaboraron los Protocolos Operativos para unamejor recuperación de licuables y mejor manejo delos volúmenes de permiso para quema de Gas.

• Se certificó la producción basada en balances demateriales y controles de la producción en el Campo.• Se controló el comportamiento de reservorios tantoa través de actividades de campo como en base aevaluación de información técnica procesada.

• Se emitieron certificaciones mensuales deproducción por reservorio y tipo de hidrocarburopara pago de Regalías y Participaciones para cadaempresa operadora.

• Por incumplimiento de las operadoras en laproducción prioritaria de hidrocarburos existentes,YPFB aplicó a dichas operadoras la penalización deley. Los resultados finales hasta el 18 de mayo de2005 (conclusión de la vigencia de la Ley 1689) sonlos siguientes:

Tipo de Contrato Area Bajo Contrato Area Bajo Contrato(Has) (Has)

a Diciembre-2004 a Octubre-2005

Exploración 2.431.287,43 2.380.662,43

Explotación 739.333,56 732.246,06Total 3.170.620,99 3.112.908,49

Área Libre 50.329.379,01 50.387.091,51

Total Área deInteres Petrolero 53.500.000,00 53.500.000,00

Producto Periodo: AcumuladoAgosto / 2004 de Abril /a Mayo / 2005 1997 a Mayo / 2005

GAS (MMpc) 14.728 141.142

LIQUIDOS (bbl) 76.501 1.291.612

GLP (m3) 11.567 96.683

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• Los volúmenes de gas inyectado fiscalizados por YPFB a agosto/2005 son:

(i) Agosto/2004-agosto/2005 : 82.627 MMpc(i) Desde inicio esquemas inyección : 2.0 Trillones de pc

• La certificación de reservas nacionales de hidrocarburos, coordinada y fiscalizadapor YPFB, proporcionó los siguientes resultados a enero de 2005:

• El Centro Nacional de Información Hidrocarburífera, en el periodo enero/05 a octubre/05,ha vendido documentación por un monto de $us. 139.794,15. En ese mismo periodose han escaneado 400 informes técnicos y 1,268 mapas y secciones sísmicas.

• Se revisó en detalle todos los Reglamentos del sector en lo que corresponde a laadministración de la VPACF.

• Revisión de los Estados Financieros por participación en contratos de Administracióny Operación: Plantas Colpa-Caranda y Terminal Arica.

• Se realizaron auditorias técnico operativas del Contrato con PECOM (hoy PetrobrasEnergía S.A. sucursal Bolivia), por medio del cual YPFB transfiere a PECOM laAdministración y Operación de las Plantas de Colpa y Caranda, con la finalidad derevisar, analizar y verificar las inversiones efectuadas en dichas Plantas, en cumplimientode la Cláusula Quinta del contrato Nº 136/2001, por las gestiones 2003 a 2005;identificando y rechazando inversiones por Bs. 397.580, que no corresponden.

• Se realizó una auditoria técnico-contable del contrato de Administración y OperaciónNº 063/97, por medio del cual YPFB entrega a Transredes S.A. la Administración delSistema Arica consistente en:

• El tramo del oleoducto Sica Sica-Arica, desde los 50 Kms. Antes de la fronteraboliviano chilena hasta la Terminal Marítima de Arica en la Republica de Chile

• La Terminal Marítima de Arica con todas sus instalacionesCon la finalidad de revisar, verificar y justificar los ingresos (almacenaje), gastos deoperación, administración e inversiones, efectuadas por Transredes S.A. en su calidadde Administradora y Operadora del Contrato Nº063/97, por el periodo 01/04/2004al 31/03/2005, y donde YPFB tiene una participación del 50% sobre los resultados.

Se dará inicio a la renegociación del Contrato con Transredes, demandando larecuperación de las inversiones de YPFB en la Terminal Arica, así como la rentabilidadde las mismas como parte de la tarifa de almacenaje y la recuperación en la tarifade transporte de las inversiones de YPFB en ductos que dispone y es de uso deTransredes.

• Se realizó un recuento físico de activos de campos de YPFB entregados a los Titulares,bajo Contrato de Riesgo Compartido: Campo Tatarenda, Cambeyti y Monteagudo.

CATEGORÍA GAS NATURAL PETROLEO /DE RESERVA (Trillones de pies CONDENSADO cúbicos) (Millones de Barriles)

1Tpc = 10 12 pies cúbicosPROBADA 26.7 465.2(P1)PROBABLE 22.0 391.4(P2)POSIBLE 15.2 254.7(P3)

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• En aplicación del Art. 4 del D.S. 28244, YPFB está operando el CentroNacional de Medición y Control de Producción y Transporte, para lo cualse realizaron los acuerdos técnicos para la recepción de las señalestelemétricas operativas para el funcionamiento del Centro de ControlSCADA ha ser provista por Transredes.

2.8 Gerencia Nacional de Administración y Finanzas

2.8.1 Conclusión auditorias interna y externa sobre Estados Financierosde YPFB gestión 2004

En la presente gestión han sido concluidas la auditorias de Interna Externa,habiéndose emitido el informe de confiabilidad y dictamen del auditorindependiente.(Informe Corto y Largo), adjunto Estados Financieros al31/12/2004 auditados.

2 . 8 . 2 Emisión Balance General y Estado de Resultados al 30/06/2005

Con la finalidad de informar al Directorio de la Empresa se ha elaboradoy presentado el Balance General y Estado de Resultados al primer semestre/05

2.8.3 Emisión Estados Financieros al 30-09-2005 y 31-12-2005.

• Con la finalidad de superar y cumplir las recomendaciones de laContraloría General de la República , respecto a la presentación oportunade los Estados Financieros de YPFB correspondiente a la gestión 2005,hasta el 31/03/2006 impostergablemente en cumplimiento a la Ley 1178SAFCO. Se ha emitido el cronograma de Balance de YPFB al 30/09/05 aobjeto de facilitar el avance y la revisión anticipada de los estados decuenta al mes de sept/05.

• Se emitirá próximamente los instructivos respectivo para la elaboracióny emisor del Balance General de la Empresa al 31/12/2005 en cumplimientoa la Ley 1178 SAFCO.

2.8.4 Auditoria interna y externa sobre Estados Financieros y ITC.Información Tributaria Complementaria gestión 2005

A la fecha se ha emitido la convocatoria para la contratación de los serviciosde auditoría externa, cuya presentación de propuesta está prevista hastael día 12/012/05, asimismo se tiene previsto evaluar, calificar y adjudicardichos servicios hasta la primera semana del mes de enero del 2006, a finde examinar en primer instancia los estados Financieros al 30/09/05 y31/12/05 respectivamente.2.8.5 Creación de la Gerencia Nacional de Administración y Finanzas

El principal resultado de la gestión 2005 de la GNAF es la creación de estaGerencia en cumplimiento a la Ley 3058 Ley de Hidrocarburos, el DecretoSupremo 28324 (Art. 26) referido a los Estatutos de YPFB y la DisposiciónAdministrativa Nº 457/2005.

2.8.6 Consolidación de la Información

La consolidación a nivel Nacional de la información AdministrativaFinanciera de YPFB en coordinación con las Vicepresidencias.

2.8.7 Masa salarial.

La masa salarial se ejecutó dentro de los parámetros asignados dentro delpresupuesto de YPFB y aprobados por el Ministerio de Hacienda.

2.8.8 Regularización de Cuentas

Regularización de cuentas pendientes con lasinstituciones:

• SENASIR de las gestiones 1982 a 1997,• AFP´s Futuro de Bolivia y Previsión desde Mayode 1997 hasta fines de la gestión 2005

2.8.9 Evaluación de la ejecución presupuestaria dela gestión 2005.

La Ejecución de Ingresos al 31 de octubre de 2005,alcanzó a MBs.663.654.79 y representa al 58.10%r e spec to de l p re supues to v i gen te deMBs.1.142.274.39, la misma que se encuentradebajo de los márgenes esperados, esto debidoprincipalmente a que:

Se recuperaron sólo 4 estaciones de servicio de las52 programadas, ya que no entró en funcionamientoel tema del Mayoreo en el Bloque Sur programadapara fines de la presente gestión, por esta razón laventa de productos alcanzó únicamente al 62.15%.

Asimismo, la asignación del TGN, correspondienteal 6% de participación sobre la producción deHidrocarburos, alcanzó únicamente al 65.52%.

Finalmente, la venta programada de activos y larecuperación de deudas y otros, producto de losprocesos de capitalización y privatización, nopudieron concretarse por la aplicación delR.M.058/2005 del 5 de julio de 2005, emitida porel Ministerio de Hidrocarburos, suspendiendo losremates y todo tipo de cobros por parte de Y.P.F.B.,en tanto no se realice la valorización de los activostransferidos a las empresas de emprendimiento.

La Ejecución de Gastos al 31 de octubre de 2005,alcanzó a MBs.630.634.55 y representa al 55.21%r e spec to de l p re supues to v i gen te deMBs.1.142.274.39, dicha ejecución fue por MBs.97.066,68 de recursos provenientes de transferenciasdel TGN y del 6% de participación hidrocarburos yde MBs. 533.567,87 de recursos propios. La mismaque se encuentra debajo de los márgenes esperados,sin embargo está acorde con los niveles de captaciónde los ingresos.

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3. TEMAS ESTRATEGICOS – PROYECTO EN CURSO


3.1.2 Contrato de uso de marca.

La VPNO con la propuesta presentada ha firmado un nuevo contrato para uso demarca, con mejores condiciones y mayores ingresos.

3.1.3 Institucionalidad de la organización de la VPNO.

De acuerdo al POA 2006 y el anteproyecto de Presupuesto para la Gestión 2006, laVPNO tiene como objetivo institucionalizar su organización a nivel nacional. Y haconsiderado la necesidad de realizar un estudio de dimensionamiento a la estructuraactual.

3.1.4 Capacitación de Personal.

Implementar un Plan de Capacitación a nivel de la Gerencia para temas de Negociacióny participación de YPFB en futuros proyectos.

3.2 Gerencia de Comercialización

3.2.1 Importación de diesel oil.

Se importará diesel oil en la cantidad de 500.000 Bls, en el año 2006. Se analizarálas opciones de nuevas rutas a fin de optimizar costos.

3.2.2 Distribución mayorista.

A inicios de la gestión 2006, se atenderá el Bloque Sur. Desde julio de 2006 seatenderá todo el país.

3.2.3 Licitación de estaciones de servicio.

Según el modelo de Contratación de Servicios de Administración, la VPNO licitarálos 6 bloques, que comprende a 35 EEºSSº.

3.2.4 Rehabilitación de plantas PLEA Y PLER.

Se estima una inversión de 1,38 MMUS$ para rehabilitar las Plantas de El Alto y EntreRíos, como plantas de almacenaje de combustibles.

3.3 Gerencia de Ductos y Redes de Gas

3.3.1 Proyecto 39 - K.

Alcanzar la meta de mayor cobertura de redes secundarias de gas domiciliario,comercial e industrial, para 90.580 predios y 70.000 nuevas instalaciones domiciliarias.El presupuesto solicitado para cumplir este objetivo durante la Gestión 2006 es de45,41 MMUS$.

3.3.2 YPFB promociona el uso del Gas Natural por redes.

YPFB mantendrá sus tarifas promocionales: industrial de 1,70 US$/MPC. comercial18,oo Bs/MPC, y domestico de 22,22 Bs/MPC.

3.3.3 Crédito Chino.

En base al contrato con el Gobierno Chino, la VPNO administrará los materiales enel orden de 7,36 MMUS$

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3.4 Gerencia de Exploración y Explotación

3.4.1 Institucionalización de la Gerencia de Exploración y Explotación.

Con sede en la ciudad de Camiri. En base al presupuesto 2006 se contratará a un equipo de profesionales que iniciará las actividades en esta gerencia.

3.4.2 YPFB participa en la exploración y explotación.

De acuerdo a Decreto Supremo Nº 28467, YPFB en asociación con entespúblicos o privados, participará en esta actividad.

3.5 Gerencia de Industrialización

3.5.1 Sustituir la importación de diesel oil.

Proyecto de transformación de gas a diesel (GTL). La GID se encuentraimplementando acuerdos con empresas que han desarrollado proyectosen ese marco se espera asociaciones que permitan llevar adelante lainstalación de plantas de GTL en Bolivia.

3.5.2 Incremento de la producción de GLP.

La GID junto a un grupo de trabajo encara el desarrollo de un proyectode planta de GLP, el estudio comprenderá las posibles ubicaciones deplanta y los aspectos que permitan cumplir la norma de inversión pública,así como se gestiona alternativas de financiamiento del proyecto.

3.5.3 Polo petroquímico (polietileno).

Negociación por la participación de YPFB en el proyecto del polopetroquímico en la frontera Boliviana - Brasilera. Una vez establecidasnuevamente las negociaciones entre las empresas participantes en elproyecto, YPFB promoverá la ejecución del proyecto.

3.5.4 UREA, Metanol, DME, Termoeléctrica.

Facilitar y explorar desde el punto de vista económico junto con empresasinteresadas el desarrollo de los emprendimientos existentes para el desarrollode proyectos.

3.5.5 Capacitación de Personal.

Implementar un Plan de Capacitación a nivel de la Gerencia para temasde Negociación y participación de YPFB en futuros proyectos.

3.6 Gerencia Administrativa y Financiera

3.6.1 Descentralización administrativa, económica, financiera y contable.De los Distritos Comerciales.

3.6.2 Desarrollar e implementar sistemas integrales de información.

Independientes del SIGMA, pero compatibles, para fines de un controlinterno más eficiente y oportuno.


3.7.1 Temas estratégicos relacionados a la administración de contratos yfiscalización

• Elaboración del perfil de Proyecto del centro de Investigación Petrolera.

• Elaboración de un estudio de consultoría con la cooperación Canadiensepara definir la estructura óptima administrativa y técnica de YPFB

• Elaboración del Perfil de Proyecto de Traslado deInstalaciones de la VPACF a la Provincia Gran Chaco.

• Participación en el desarrollo de un proyecto parala implementación de una o dos plantas extractorasde GLP.

• El Ministerio de Hidrocarburos emitirá la presentegestión una Resolución Ministerial con la cual seotorga a YPFB la nueva atribución de certificar losvolúmenes de exportación de hidrocarburos líquidos,actividad que será iniciada en todas las fronteras opuntos iniciales a través de las cuales se exportahidrocarburos líquidos. Esta disposición serácomplementada a través del Reglamento deExportación de Hidrocarburos Líquidos próximo aser promulgado mediante Decreto Supremo.

3.8 Gerencia Nacional de Administración y Finanzas

3.8.1 Escala salarial

El proyecto más relevante para la GNAF es laelaboración, tramitación y aprobación de la escalaúnica de salarios en YPFB ante el Ministerio deHacienda.

3.8.2 Manual de organización y funciones

Elaboración, aprobación y aplicación del manual deorganización y funciones de GNAF aprobado por elDirectorio de YPFB.

3.8.3 Manual de procedimientos

Emitir manuales, reglamentos y procedimientos quenormen de manera general al sistema administrativo.

3.8.4 Regularización de contratos.

Regularizar los contratos tercializados a contratosindefinidos de acuerdo al anteproyecto delpresupuesto presentado para la gestión 2006 por lastareas permanentes que realiza el personal contratadopor servicios en YPFB.

3.8.5 Conciliación de cuentas.

Efectuar la conciliación con la Caja Petrolera deSalud sobre los aportes patronales y planillas deincapacidad temporal del personal que se encontrabacon baja médica desde el 2002 al 2005.

PRESIDENCIA EJECUTIVA

YPFB

Vicepresidencia deAdministración,

Contratos y Fiscalización

Vicepresidencia deAdministración,

Contratos y Fiscalización

YPFB16

INFORME DE ACTIVIDADES Y RESULTADOS DE LA VPACF GESTIÓN 2005

Durante la gestión 2005, esta Vicepresidencia de Administración, Contratosy Fiscalización fue creada como parte de la refundación de YPFB, medianteLey Nº 3058, donde se le asignan funciones de administración y fiscalizaciónde los contratos de Riesgo Compartido para la Exploración, Explotacióny Comercialización de hidrocarburos.

Asimismo, la VPACF durante la gestión 2005, desempeñó funciones deAgregador y Cargador en el gasoducto GTB que exporta gas natural a laRepública del Brasil, y como Vendedor en las exportaciones de gas naturala la República Argentina, en los Contratos de Exportación de gas naturalsuscritos por YPFB con Petrobras y Repsol YPF, respectivamente.

CONTRATOS DE RIESGO COMPARTIDO

Al 31 de diciembre de 2005 se encuentran vigentes 71 Contratos de RiesgoCompartido para la exploración, explotación y comercialización dehidrocarburos, suscritos por YPFB con diferentes empresas petrolerasnacionales y extranjeras.

El 28 de marzo de 2005, YPFB resolvió el Contrato de Riesgo Compartidopara el Bloque Palmar del Oratorio, en vista de no haberse iniciado laproducción regular y sostenida en el Campo Palmar -1.

En el Contrato de Riesgo Compartido para el Bloque Entre Ríos se efectúola cesión del 60% de la participación de Pluspetrol Bolivia Corporation,a favor de Petrobras Bolivia S.A. mediante contrato de subrogación suscritoel 4 de abril de 2005. Pluspetrol conserva el 40% restante y continúa comooperador del Bloque.

Repsol YPF, el 14 de marzo de 2005, hizo conocer su decisión de ingresara la Fase 6 del Período Adicional de Exploración, en el Contrato de RiesgoCompartido para el Bloque Caipipendi, conservando como Área Remanentede Exploración 43,00 parcelas equivalentes a 107.500,00 Has.

De acuerdo a disposiciones contenidas en el D.S.27416 de 26 de marzode 2004, las Licitaciones Anuales de Áreas han quedado postergadas hastala aprobación y puesta en vigencia de la nueva Ley de Hidrocarburos ysus Reglamentos. A la finalización de la gestión 2005, restaba la aprobacióndel Reglamento de Consulta a las Comunidades y los Pueblos Indígenasy Originarios.

Al amparo del DS.26365, la decisión de ingreso a la Fase 4 del PeríodoAdicional de Exploración, está sujeta al resultado del pozo exploratorioRosario del Ingre-X1, el mismo que como consecuencia de problemas enel transporte del equipo de perforación debido a los destrozos en loscaminos vecinales invocó causal de Fuerza Mayor por un plazo de 70 días,solicitud aceptada por YPFB.

El Cuadro Nº1 ilustra las áreas de exploración y explotación petrolera conContratos de Riesgo Compartido vigentes, las áreas libres con potencialhidrocarburífero en el país y las áreas de operación reservadas para YPFB.

Vicepresidencia de Administración Contratos y Fiscalización (VPACF)

Por mandato de la Ley de Hidrocarburos N° 1689 de 30 abril de 1996,artículo 73 y artículo 5 del Reglamento de Organización Institucional delSector de Hidrocarburos de 31 de marzo de 1997, la Gerencia General deFiscalización y Administración Contratos, dependiente de la VPACF, es larepartición encargada de la administración de los Contratos de RiesgoCompartido, Contrato de Compra-Venta de Gas Natural YPFB-PETROBRASy de Transporte con la Empresa Gas Transboliviano (GTB).

Al 31/10/2005, están vigentes 71 Contratos de RiesgoCompartido, suscritos por YPFB con diferentesempresas nacionales y extranjeras, para laexploración, explotación y comercialización dehidrocarburos.

Se administraron los Contratos de Riesgo Compartido,fiscalizando las actividades de prospección exploratoriay explotación de campos, certificando la producciónde hidrocarburos a través de sistemas de mediciónbasados en normas internacionales, con la finalidad degarantizar al Estado los ingresos por concepto de regalías,participaciones e IDH.

La inversión realizada por las contratistas que operanen Bolivia, bajo el régimen de Contrato de RiesgoCompartido, de enero a septiembre de 2005, totalizaUS$ 131.108.640.-dólares americanos, de los cualesUS$ 29.513.760.- corresponden a actividadesexploratorias y US$ 101.594.880.- corresponden ala actividad de explotación de campos.

Durante la Gestión 2005, al igual que las precedentes,se orientó a la formulación de necesidades en materiade revisión, actualización y/o adecuación de la normativaque rige al sector, en atención a la dualidad deinterpretaciones, contradicciones en el espíritu de lasnormas o simplemente la inequidad a que dan lugar.

En trabajo coordinado con la Gerencia General, susAsesorías y las Gerencias Técnicas, se efectuó elanálisis de la nueva Ley de Hidrocarburos Nº3058elaborando los borradores de reglamentos en loscuales participa la VPACF.Asimismo se ha elaborado los borradores de los tresmodelos de contratos petroleros conforme loestablecido en la Ley 3058, los mismos queoportunamente fueron puestos a consideración delMinisterio de Hidrocarburos.

En enero de 2005, se suscribe la Tercera Enmiendaa los Contratos Compra Venta de Gas a la Argentinacon las empresas PESA y YPF S.A. y la SegundaEnmienda a los respectivos contratos Back to Backcon Repsol y Petrobras Bolivia. A partir del mes deabril de 2005, se suscribe el Contrato de Compra yVenta con Pluspetrol S.A. y su respectivo ContratoBack to Back con Pluspetrol Bolivia en las mismascondiciones que los dos anteriores. Estos contratospermiten exportar hasta 7.7 MMm3D a la RepúblicaArgentina

Los seis contratos anteriores tienen como fecha devencimiento el 31 de diciembre de 2005. A la FechaYPFB se encuentra negociando la Cuarta Enmiendaa los Contratos de Compra y Venta de Gas y la TerceraEnmienda a los Contratos Back to Back con las tresempresas respectivamente, de acuerdo a la TerceraAddenda al Convenio Temporario suscrito el 3 deNoviembre de 2005 entre las repúblicas de Argentinay Bolivia.

YPFB 17

Cuadro Nº1: ÁREAS DE CONTRATOS DE RIESGOS COMPARTIDO Y ÁREAS DE OPERACIÓN RESERVADAS PARA YPFB

YPFB18

Cuadro Nº1: ÁREAS DE CONTRATOS DE RIESGOS COMPARTIDO Y ÁREAS DE OPERACIÓN RESERVADAS PARA YPFB

NÚMERO BLOQUE HECTÁREAS ZONA

1 MADRE DE DIOS 500.000.00 NO TRADICIONAL

2 MADIDI 242.500.00 NO TRADICIONAL

3 SECURE 723.495.38 NO TRADICIONAL

4 CEDRO 124.275.00 TRADICIONAL

5 CAROHUAICHO 408.000.00 TRADICIONAL

6 IÑAU 100.000.00 TRADICIONAL

7 AGUARAGUE 114.375.00 TRADICIONAL

8 TIACIA 91.225.00 TRADICIONAL

9 IÑIGUAZU 64.375.00 TRADICIONAL

10 COIPASA 515.000.00 NO TRADICIONAL

11 CORREGIDORES 655.000.00 NO TRADICIONAL

TOTAL 3’538.245.38 Has.

ÁREAS DE OPERACIÓNRESERVADAS PARA YPFB

COMPAÑIA Nº BLOQUEEXTENSIÓN (Hectáreas)

PARCIAL SUBTOTAL TOTAL1N1S23N3S45678E8W910E10C10W10SA10SB10SC1112N12S1314

AMBORO-ESPEJOS

SARA BOOMERANG-I

SARA BOOMERANG-III

CHIMORÉ-IINGREIRENDARÍO HONDO

SAN ALBELTO

ENTRE RÍOS

CAIPIPENDI

CHARAGUA

TUICHI

AQUIOIPATI

158.125.0050.625.0094.375.0019.376.009.375.00

14.375.0035.000.0025.000.00

1.000.000.005.262.438.750.00

212.500.0021.250.0060.376.0017.500.001.500.001.650.005.225.00

78.750.0050.000.00

462.500.0025.400.0023.750.00

208.750.00

94.375.00

28.750.00

14.375.0035.000.0025.000.00

1.000.000.00

14.012.43

212.500.00

107.600.00

78.750.00

512.500.00

25.400.0023.750.00

AMBORO-ESPEJOS NORTEAMBORO-ESPEJOS SUR

SARA BOOMERANG-III-NORTESARA BOOMERANG-III-SUR

SAN ALBERTO ESTESAN ALBERTO OESTE

CAIPIPENDI ESTECAIPIPENDI CENTROCAIPIPENDI OESTECAIPIPENDI SUR “A”CAIPIPENDI SUR “B”CAIPIPENDI SUR “C”

TUICHI NORTETUICHI SUR

ÁREAS DE EXPLORACIÓN

ANDINA

CHACO

PETROBRAS

PLUSPETROL

REPSOL-YPF

TOTAL

TOTAL ÁREA DE EXPLORACIÓN

331.875.00

14.375.00

1.074.012.43

212.500.00

107.500.00

78.750.00

512.500.00

49.150.00

2.380.662.43

YPFB 19

(*) ÁREA DE COMERCIALIDAD(**) ÁREA DE RETENCIÓN(***) ÁREA DE DESCUBRIMIENTO COMERCIAL EN PROFUNDIDAD

ÁREA CON CONTRATO 2.380.662.43 732.246.06 3.112.906.49ÁREA LIBRE 50.387.091.51ÁREA DE INTERÉS PETROLERO 53.500.000.000

RESUMEN ESTENSIÓN (HECTÁREAS)EXPLORACIÓN EXPLOTACIÓN TOTAL

ANDINA

BOLIVIA

CANADIAN ENERGY

CHACO

DON WONGMATPETROL

PETROBRASENERGIA S.APETROBRAS

PLUSPETROL

REPSOL - YPF

TOTAL

VINTAGE

TOTAL ÁREA DE EXPLOTACIÓN

123456789101112131415161718

19

20212223242526272829303132333435363738394041424344454647

4849505152535455565758596061626364656667

ARROYO NEGRO (*)BOQUERÓNCAMIRICASCABELCOBRAENCONADAGUAYRUYLA PEÑA-TUNDYLOS PENOCOS (*)LOS SAUCES (*)PALACIOSPATUJÚPUERTO PALOSRÍO GRANDESIRARIVÍBORAYAPACANÍIBIBOBO (**)

LA VERTIENTE

LOS SURISPALO MARCADO (**)WARNESBULO BULOCAIGUACARRASCOCHURUMASEL DORADO (**)HUMBERTO SUÁREZ ROCAJUNÍNKANATA (*)KANATA NORTE(*)KATARILOS CUSISLOS MONOSMONTECRISTOPALOMETAS-NWPATUJUBALPERCHELES (**)SAN IGNACIOSAN ROQUESANTA ROSASANTA ROSA-WVUELTA GRANDEPALMARTARARENDAVILLAMONTESCARANDA - COLPA (***)

SÁBALO (*)SAN ALBERTO (*)BERMEJO-TORO-BARREDERO-TIGRE-SAN TELMOHUAYCOMADREJONES BOLIVIANO (*)RÍO SECOTACOBO (*)TAJIBO (*)CAMBEITIITATIQUE (**)MARGARITA (*)MONTEAGUDOSURUBÍSURUBÍ NOROESTE (*)ITAÚ (**)INCAHUASI (**)CHACO SUR (*)NARANJILLOS (***)ÑUPUCOPORVENIR

2.500.003.760.00

13.750.003.760.001.250.003.125.00

10.000.008.500.001.250.00

25.000.00625.00

1.250.001.250.00

21.876.003.750.004.375.005.000.008.850.007.500.00

20.000.0010.000.005.000.006.260.001.825.008.760.001.875.006.250.008.750.00

18.250.003.760.001.875.00

10.000.004.375.002.500.002.500.002.500.00

550.006.250.005.000.00

25.000.003.750.003.750.006.875.001.250.006.250.002.500.005.000.007.500.00

22.800.0034.450.0017.508.5810.087.507.500.00

25.000.0018.750.0023.625.0014.375.002.000.00

20.500.0087.400.003.000.00

15.000.0025.000.0024.900.0037.625.004.500.006.250.009.000.007.500.00

111.000.00

8.850.00

37.500.00

5.000.006.250.001.825.00

130.050.00

2.500.00

12.500.00

22.800.00

51.958.56

99.337.50

152.900.00

62.525.00

27.250.00

111.000.00

57.600.00

1.825.00

130.050.00

2.500.00

12.500.00

22.800.00

51.958.56

99.337.50

152.900.00

62.525.00

27.250.00

732.246.06

ÁREA DE EXPLOTACIÓNEXTENSIÓN (HECTÁREAS)COMPAÑIA Nº CAMPO PARCIAL SUBTOTAL TOTAL

ESCONDIDOLA VERTIENTETAIGUATI

YPFB20

SUSPENSIÓN DE ACTIVIDADES EXPLORATORIAS POR DE FUERZA MAYOR

Los Contratos de Riesgo Compartido que están bajo causal de Fuerza Mayor continuaron con sus actividades exploratorias suspendidasdurante la gestión 2005, son los detallados a continuación.

Bloque Amboró-Espejos. Desde el 8 de mayo de 2001, por superposición del área de contrato con el Parque Nacional Amboró, hechoque imposibilito la ejecución de trabajos exploratorios.

Bloque Tuichi. Desde el 5 de diciembre de 2002, debido a la ubicación del área del contrato que se encuentra, en parte, en el ParqueMadidi – Pilón Lajas.

Bloque Sara Boomerang I. Desde el 19 de junio de 2003, debido a que grupos de comunarios de la zona impiden el ingreso de losequipos y maquinaria en el área de contrato.

Bloque Sara Boomerang III. Desde el 31 de diciembre de 2003 en el Área de Exploración, debido a las demandas sociales de las comunidadesde la zona.

Bloque Charagua. Desde el 15 de marzo de 2004 en el Área de Exploración, debido a problemas ocasionados por las comunidadesdel lugar.

Bloque Río Hondo. Desde el 24 de septiembre de 2004, debido a que parte del área de contrato se encuentra ubicada en el ParqueMadidi – Pilón Lajas, por lo que existen problemas en la obtención de permisos ambientales.

En la gestión 2005, el siguiente Contrato de Riesgo Compartido invocó Fuerza Mayor, Bloque Chimoré I. A partir del 1 de marzo de2005 en el Área de Exploración, debido a que la ubicación del Área de Contrato se encuentra dentro de los limites del ParqueNacional Carrasco.

PAGO DE PATENTES

En aplicación de los Arts. 45 al 49 de la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 de 30/04/96 y el Reglamento de Pago de Patentes aprobadomediante D.S. 25074 de 17/06/98 y D.S. 25572 de 05/11/99, YPFB efectuó el pago de patentes por los contratos de riesgo compartidosuscritos con las compañías petroleras desde 1996 (julio a diciembre) hasta el 31/12/05. Las patentes fueron reembolsadas por dichascompañías con destino al Tesoro General de la Nación. Los importes por este concepto desde 1996 (6 meses) son los siguiente:

PATENTES 1996* 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 TotalEn Miles de Bs.- 6,693 22,396 36,999 46,446 55,795 53,098 56,984 55,804 48,129 39,100 421,445En Miles de US$ 1,225 4,148 6,708 8,112 9,163 8,226 8,215 7,381 6,118 4,845 64,141

* Corresponde a 6 meses: Julio a Diciembre.Nota: No incluye patentes por el Bloque Amboró-Espejos gestiones 2002, 2003, 2004 y 2005, Bloques Tuichi y SaraBoomerang I gestiones 2004 y 2005, Bloques Sara Boomerang III, Charagua (Area de Exploración) y Río Hondo gestión2005, debido a que los Contratos de Riesgo Compartido se encuentran bajo causal de Fuerza Mayor.

6.7

22.4

37.0

46.4

55.8 53.157.0 55.8

48.1

39.1

0

10

20

30

40

50

60

70

1996* 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mill

ones

de

Bol

ivia

nos

INVERSIONES

Las inversiones directas realizadas por contratistas en labores de exploración y explotación, en millones de dólares americanos, hantenido el siguiente desarrollo en los últimos años.

604.81 580.75

442.12406.37

344.78

266.09 235.92199.56

270.80

0

100

200

300

400

500

600

700

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mill

ones

de

Dol

ares

Exploración Explotación TOTAL

FUENTE: Información enviada por las Contratistas.

* Monto rectificado por inversiones en exploración de Total E&P, mediante carta CB/FIN249/2004 de fecha 16/06/2004.

Nota: A partir de 2004 no incluye: Operación de Plantas, Gastos Operativos y Gastos de Comercialización.

INVERSIONES (MM$us) 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003* 2004 2005

Exploración 130.38 374.56 372.20 256.79 168.99 113.47 94.13 86.66 45.84

Explotación 140.42 230.25 208.55 185.33 237.38 231.31 171.96 149.26 153.72

TOTAL 270.80 604.81 580.75 442.12 406.37 344.78 266.09 235.92 199.56

Otras Inversiones: Gasoducto GASYRG 283.00 n/d

GRAN TOTAL 627.78 266.09

YPFB 21

CERTIFICACIÓN DE TRABAJOS DE EXPLORACIÓN

Desde el inicio de la administración en la nueva modalidad de contratos de riesgo compartido se han efectuado 184 certificacionesde Unidades de Trabajo para la Exploración (U.T.E.), correspondientes a actividades de adquisición de líneas gravimétricas,magnetométricas, de sísmica 2D, sísmica 3D, reprocesamiento de líneas sísmicas y perforación de pozos exploratorios.

La cantidad de U.T.E. certificadas es la siguiente.

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 20050

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

U.T

.E.

Capitalizados Convertidos Licitados

CERTIFICACIONES 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Total

Número deCertificaciones 9 58 52 19 16 14 14 2 184

UTE Certificadasen Contratos de laCapitalización 23,552.52 7,382.15 3,893.29 8,119.70 3,702.44 6,095.28 - 52,745.38

UTE Certificadas enContratos Convertidos 6,592.47 16,511.56 18,235.41 10,027.03 1,020.00 7,207.57 3,173.80 1,018.62 63,786.46

UTE Certificadas enContratos Licitados 40,918.39 58,979.96 7,574.45 7,945.86 3,158.00 6,253.77 525.78 125,356.21

Total UTE Certificadas 6,592.47 80,982.47 84,597.52 21,494.77 17,085.56 14,068.01 15,522.85 1,544.40 241,888.05

YPFB22

YPFB 23

32.711

37.799

32.46031.41535.79436.289

39.547

46.44450.756

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Bar

rile

s po

r D

ía

Petróleo/Condensado y Gasolina Natural

515.78519.47484.10550.24

692.25

861.75

989.06

1.224.32

1.421.13

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Mill

ones

de

Pies

Cúb

icos

por

día

Gas Natural (Producción Bruta)

PRODUCCION 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Petróleo/Condensado yGasolina Natural (BPD) 32,711 37,799 32,460 31,415 35,794 36,289 39,547 46,444 50,756Gas Natural (MMPCD)(Producción Bruta) 515.78 519.47 484.10 550.24 692.25 861.75 989.06 1,224.32 1,421.13

PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS

Para la certificación de los hidrocarburos producidos del 1 al 18 de mayo de 2005 se aplica la Ley de Hidrocarburos Nº 1689 y del 19de mayo de 2005 en adelante se aplica la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de 17 de mayo de 2005 publicada el 19 de mayo de 2005.

La producción nacional de hidrocarburos ha tenido en los últimos años la siguiente evolución.

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL - 2005 (BPD)

El cuadro siguiente detalla la producción de petróleo/condensado y gasolina natural por empresas y departamentos para la presentegestión.

Cabe señalar que la producción de gasolina natural incluye tanto el volumen extraído en el campo como el calculado de acuerdoa la composición del gas natural para los campos que no cuentan con facilidades de extracción de licuables.

YPFB24

Petrobras Bolivia40.1%

Matpetrol0.2%

Total E&P Bolivie0.0%Repsol YPFB

27.1%

Chaco15.4%

Andina11.0%

BG Bolivia3.3%

Vintage0.4%

Petrobras Energía1.9%

0.6% Pluspetrol

Tarija52.1%

Cochabamba28.1%

Santa Cruz16.7%

Chuquisaca3.1%

REPSOL YPF 10,792 12,287 12,342 12,283 12,836 13,221 15,211 15,847 15,353 14,680 14,151 14,471 14,273 13,731CHACO 8,366 8,111 7,573 7,736 8,209 8,010 7,311 7,643 7,890 7,742 7,806 7,881 7,712 7,824ANDINA 6,073 5,929 5,873 6,000 5,838 5,616 5,275 5,474 5,454 5,362 5,242 5,348 5,247 5,583BG BOLIVIA 1,625 1,604 1,686 1,702 1,651 1,657 1,523 1,621 1,619 1,861 1,741 1,811 1,711 1,680VINTAGE 200 229 271 255 225 244 214 213 185 242 213 191 193 220PETROBRASENERGÍA 985 986 987 1,033 1,039 1,024 955 1,005 930 963 940 881 897 966PLUSPETROL 167 163 159 192 343 326 303 374 391 392 427 383 435 311PETROBRASBOLIVIA 19,708 19,818 21,691 22,090 21,723 18,545 19,215 18,988 20,053 20,735 20,410 21,000 20,005 20,342MATPETROL 100 100 104 101 101 98 96 91 91 106 101 100 98 99TOTAL E&PBOLIVIE - - - - - - - - - - - - - -

TOTAL NACIONAL 48,016 49,226 50,687 51,391 51,967 48,741 50,103 51,256 51,966 52,084 51,031 52,066 50,571 50,756

RESUMEN POR OPERADOR (BARRILES POR DÍA):

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 bpd

RESUMEN POR DEPARTAMENTOS (BARRILES PO DÍA)

COCHABAMBA 13,739 13,056 12,456 13,238 14,146 14,047 15,165 16,078 15,554 14,597 14,143 14,497 14,423 14,263SANTA CRUZ 8,944 8,798 8,727 8,880 8,871 8,550 7,639 8,285 8,368 8,429 8,325 8,318 8,232 8,472CHUQUISACA 1,611 1,667 1,647 1,622 1,574 1,691 1,597 1,567 1,523 1,514 1,512 1,491 1,463 1,569TARIJA 23,722 25,705 27,857 27,651 27,375 24,452 25,702 25,325 26,522 27,544 27,051 27,760 26,453 26,452

TOTAL NACIONAL 48,016 49,226 50,687 51,391 51,967 48,741 50,103 51,256 51,966 52,084 51,031 52,066 50,571 50,756

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 bpd

NOTA: Del 1 de enero al 18 de mayo/2005, se aplica la Ley N° 1689. Del 19 de mayo/2005, en adelante se aplica la Ley N° 3058.

Recertificación de produción de hidrocarburos del 19 al 31/mayo/2005 según nota: GGFA-1422 GCP-1140 GCR-248/2005 de fecha 08/09/05 (Andina), GGFA-1434 GCP-1145GCR-256/2005 de fecha 13/09/05, GGFA-1454 GCP-1158/2005 de fecha 21/09/05 (Chaco), GGFA-1429 GCP-1143 GCR-255/2005 de fecha 08/09/2005 (Vintage), GGFA-1428GCP-1142 GCR-254/2005 de fecha 08/09/2005 (Repsol YPF), GGFA-1426 GCP-1141 GCR-252/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Energìa), GGFA-1427 GCP-1138 GCR-253/2005de fecha 08/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1423 GCP-1139 GCR-249/2005 de fecha 08/09/2005 (BG), GGFA-1425 GCP-1144 GCR-251/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Bolivia),GGFA-1424 GCP-1137 GCR-250/2005 de fecha 08/09/2005 (Matpetrol).

Recertificación de produción de hidrocarburos para junio de 2005 según nota: GGFA-1459 GCP-1163 GCR-277/2005 de fecha 27/09/2005 (Andina), GGFA-1471 GCP-1167 GCR-284/2005 de fecha 28/09/05 (Chaco), GGFA-1464 GCP-1165 GCR-282/2005 de fecha 27/09/2005 (Vintage), GGFA-1473 GCP-1169 GCR-286/2005 de fecha 28/09/2005 (RepsolYPF), GGFA-1472 GCP-1168 GCR-285/2005 de fecha 28/09/2005 (Petrobras Energía), GGFA-1463 GCP-1162 GCR-281/2005 de fecha 27/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1460 GCP-1164 GCR-278/2005 de fecha 27/09/2005 (BG), GGFA-1462 GCP-1166 GCR-280/2005 de fecha 2709/2005 (Petrobras Bolivia), GGFA-1461 GCP-1161 GCR-279/2005 de fecha27/09/2005 (Matpetrol).

Fuente de información: Producción Certificada por YPFB, GCP

YPFB 25

Petrobras Bolivia57.5%

Andina14.3%

Matpetrol0.0%

Chaco***9.7%

Vitage1.6%

Repsol YPFB6.9%


Pluspetrol2.0%

BG Bolivia5.1%

Tarija89.2%

Chuquisaca2.1%

Santa Cruz20.1%

Cochabamba8.5%

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETO AL PAGO DE REGALÍAS Y PARTICIPACIONES - 2005 (MMPCD)

ANDINA 134.20 142.72 160.88 197.96 189.08 171.72 148.10 176.47 194.27 192.32 151.99 172.61 166.55 168.43CHACO *** 99.53 101.13 101.96 119.67 116.79 127.53 116.80 110.54 132.32 138.53 104.16 110.03 110.49 113.89VINTAGE 16.85 17.74 19.40 18.90 17.25 18.33 17.02 16.51 16.29 20.41 19.12 19.66 19.89 18.29REPSOL YPF 43.08 82.94 71.64 69.11 67.71 77.79 86.87 89.04 92.51 94.37 91.63 92.30 92.08 81.40PETROBRASENERGÍA 32.72 35.82 37.56 35.96 34.78 34.52 33.85 32.28 34.34 34.63 34.31 32.56 32.15 34.22PLUSPETROL 0.56 0.54 0.56 1.79 29.88 25.96 22.57 33.23 36.51 37.94 45.24 38.95 37.12 23.77BG BOLIVIA 54.69 56.50 58.37 58.64 55.43 56.96 55.07 58.61 60.38 66.41 63.10 65.88 63.05 59.74PETROBRASBOLIVIA 636.82 638.20 716.98 737.23 722.53 634.07 646.51 637.61 682.02 698.52 680.39 701.42 662.36 677.07MATPETROL (1) - - - - - - - - - - - - - -

TOTAL 1,018.45 1,075.61 1,167.35 1,239.26 1,233.47 1,146.88 1,126.79 1,154.29 1,248.64 1,283.14 1,189.94 1,233.40 1,183.70 1,176.82

RESUMEN POR OPERADOR (MILLONES DE PIES CÚBICOS DíA)

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 MMPCD


*** Recertificaciones mensuales de producción, periodos: febrero, marzo, abril y mayo/2005 en el campo Kanata de la empresa Chaco S.A., según nota GGFA-1326 GCP-1102/2005de fecha 14/07/05.Recertificación de produción de hidrocarburos del 19 al 31/mayo/2005 según nota: GGFA-1422 GCP-1140 GCR-248/2005 de fecha 08/09/05 (Andina), GGFA-1434 GCP-1145 GCR-256/2005 de fecha 13/09/05, GGFA-1454 GCP-1158/2005 de fecha 21/09/05 (Chaco), GGFA-1429 GCP-1143 GCR-255/2005 de fecha 08/09/2005 (Vintage), GGFA-1428 GCP-1142GCR-254/2005 de fecha 08/09/2005 (Repsol YPF), GGFA-1426 GCP-1141 GCR-252/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Energìa), GGFA-1427 GCP-1138 GCR-253/2005 de fecha08/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1423 GCP-1139 GCR-249/2005 de fecha 08/09/2005 (BG), GGFA-1425 GCP-1144 GCR-251/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Bolivia), GGFA-1424 GCP-1137 GCR-250/2005 de fecha 08/09/2005 (Matpetrol).Recertificación de produción de hidrocarburos para junio de 2005 según nota: GGFA-1459 GCP-1163 GCR-277/2005 de fecha 27/09/2005 (Andina), GGFA-1471 GCP-1167 GCR-284/2005 de fecha 28/09/05 (Chaco), GGFA-1464 GCP-1165 GCR-282/2005 de fecha 27/09/2005 (Vintage), GGFA-1473 GCP-1169 GCR-286/2005 de fecha 28/09/2005 (RepsolYPF), GGFA-1472 GCP-1168 GCR-285/2005 de fecha 28/09/2005 (Petrobras Energía), GGFA-1463 GCP-1162 GCR-281/2005 de fecha 27/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1460 GCP-1164 GCR-278/2005 de fecha 27/09/2005 (BG), GGFA-1462 GCP-1166 GCR-280/2005 de fecha 2709/2005 (Petrobras Bolivia), GGFA-1461 GCP-1161 GCR-279/2005 de fecha27/09/2005 (Matpetrol).(1) Certificación de laproducción de hidrocarburos de Matpetrol modificada para agosto, según nota GGFA-1631 GCP-1241/2005 de fecha 20/12/2005.

SANTA CRUZ 178.15 189.61 209.96 247.11 264.30 240.69 212.90 249.88 275.51 277.28 243.15 256.13 247.68 237.07COCHABAMBA 92.13 95.94 94.79 102.52 101.42 104.02 102.69 96.64 105.56 106.84 101.52 99.50 98.42 99.92TARIJA 734.95 776.52 851.20 864.98 845.38 768.15 783.34 779.29 825.75 851.75 829.48 855.01 811.29 814.76CHUQUISACA 13.22 13.54 11.39 24.66 22.37 34.02 27.87 28.48 41.82 47.26 15.79 22.76 26.30 25.06

TOTAL 1,018.45 1,075.61 1,167.35 1,239.26 1,233.47 1,146.88 1,126.79 1,154.29 1,248.64 1,283.14 1,189.94 1,233.40 1,183.70 1,176.82

RESUMEN POR OPERADOR (MILLONES DE PIES CÚBICOS DíA)

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 MMPCD

PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE GLP SUJETO A PAGO DE REGALÍAS - 2005 (MCD)

Andina31.1%

Chaco39.5%

BG Bolivia5.9%

Pluspetrol0.1%


Repsol YPFB12.7%

Vitange0.8%

Santa Cruz41.1%

Cochabamba31.8%

Tarija6.7%

Chuquisaca20.6%

ANDINA 447 474 492 490 471 501 461 442 450 441 430 465 429 459CHACO 608 611 564 572 593 608 558 561 557 568 577 565 589 577VINTAGE 23 29 34 31 27 - - 0 0 1 - - - 11REPSOL YPF 194 180 126 169 189 188 195 212 192 187 181 199 212 186PETROBRASENERGÍA 157 154 149 143 136 143 139 144 138 141 139 133 131 142PLUSPETROL 1 1 1 1 1 2 2 3 3 2 2 2 4 2BG BOLIVIA 217 220 238 236 219 - - - - - - - - 86

TOTAL 1,648 1,669 1,604 1,642 1,637 1,443 1,355 1,361 1,339 1,341 1,330 1,364 1,365 1,463

RESUMEN POR OPERADOR (METROS CÚBICOS DíA)

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 MCD

SANTA CRUZ 604 627 641 632 608 645 600 586 588 582 570 598 562 601COCHABAMBA 501 474 372 428 469 489 449 474 457 462 465 475 517 463TARIJA 241 250 274 268 247 2 2 3 3 2 2 2 2 99CHUQUISACA 301 318 317 314 313 307 303 299 292 295 293 289 285 301

TOTAL 1,648 1,669 1,604 1,642 1,637 1,443 1,355 1,361 1,339 1,341 1,330 1,364 1,365 1,463

RESUMEN POR DEPERTAMENTOS (METROS CÚBICOS DíA)

ENE FEB MAR ABR MAY MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Prom. 1-18 19-31 MCD


Recertificación de produción de hidrocarburos del 19 al 31/mayo/2005 según nota: GGFA-1422 GCP-1140 GCR-248/2005 de fecha 08/09/05 (Andina), GGFA-1434 GCP-1145 GCR-256/2005 de fecha 13/09/05, GGFA-1454 GCP-1158/2005 de fecha 21/09/05 (Chaco), GGFA-1429 GCP-1143 GCR-255/2005 de fecha 08/09/2005 (Vintage), GGFA-1428 GCP-1142GCR-254/2005 de fecha 08/09/2005 (Repsol YPF), GGFA-1426 GCP-1141 GCR-252/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Energìa), GGFA-1427 GCP-1138 GCR-253/2005 de fecha08/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1423 GCP-1139 GCR-249/2005 de fecha 08/09/2005 (BG), GGFA-1425 GCP-1144 GCR-251/2005 de fecha 08/09/2005 (Petrobras Bolivia), GGFA-1424 GCP-1137 GCR-250/2005 de fecha 08/09/2005 (Matpetrol).

Recertificación de produción de hidrocarburos para junio de 2005 según nota: GGFA-1459 GCP-1163 GCR-277/2005 de fecha 27/09/2005 (Andina), GGFA-1471 GCP-1167 GCR-284/2005 de fecha 28/09/05 (Chaco), GGFA-1464 GCP-1165 GCR-282/2005 de fecha 27/09/2005 (Vintage), GGFA-1473 GCP-1169 GCR-286/2005 de fecha 28/09/2005 (RepsolYPF), GGFA-1472 GCP-1168 GCR-285/2005 de fecha 28/09/2005 (Petrobras Energía), GGFA-1463 GCP-1162 GCR-281/2005 de fecha 27/09/2005 (Pluspetrol), GGFA-1460 GCP-1164GCR-278/2005 de fecha 27/09/2005 (BG), GGFA-1462 GCP-1166 GCR-280/2005 de fecha 2709/2005 (Petrobras Bolivia), GGFA-1461 GCP-1161 GCR-279/2005 de fecha 27/09/2005(Matpetrol).

YPFB26

YPFB 27

RESERVAS DE HIDROCARBUROS

Como resultado de las laborales de exploración desarrolladas por las contratistas, las reservas nacionales probadas y probables dehidrocarburos certificadas por una consultora internacional independiente en campos existentes han esperimentado al1º de enerode los últimos años el siguiente comportamiento.

RESERVAS NACIONALES DE GAS NATURAL(En Trillones de pies cúbicos americanos)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Trill

ones

de

pies

cúb

icos

am

eric

anos

(TC

F =

10

pies

cúb

icos

)

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Probados (1) Probables (p2) Posibles (p3)

3.81.94.1

4.22.53.2

4.23.35.5 18.3

13.9

17.6

23.8

23.0

23.6

27.4

24.9

24.9

28.7

26.2

24.2

27.6

24.7

24.1

26.7

22.0

15.2

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

PROBADAS (P1) 3.8 4.2 5.3 18.3 23.8 27.4 28.7 27.6 26.7PROBABLES (P2) 1.9 2.5 3.3 13.9 23.0 24.9 26.2 24.7 22.0P 1 + P 2 5.7 6.6 8.6 32.2 46.8 52.3 54.9 52.3 48.7

POSIBLES (P3) 4.1 3.2 5.5 17.6 23.2 24.9 24.2 24.1 15.2

YPFB28

EXPORTACÓN DE GAS NATURAL

Contrato YPFB-PETROBRAS S.A.: YPFB tiene el rol de Agregador y de Cargador en el Gasoducto Río Grande – Mutún (GTB). Laexportación al Brasil objeto del Contrato de Compra y Venta de Gas Natural suscrito entre YPFB y PETROBRAS (GSA) se inició el 1°de julio de 1999.

El siguiente gráfico muestra la la evolución de los volúmenes de exportación expresados en millones de metros cúbicos diarios (MMmcd).

RESERVAS NACIONALES DE PETRÓLEO / CONDENSADO(En millones de barriles)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

Mill

ones

de

Bar

rile

s

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Probados (1) Probables (p2) Posibles (p3)

396.5

295.5

345.1

440.5

451.5

469.8

116.1

84.8

110.2

141.974.843.6

96.5

88.6

151.9 477.0

452.1

473.9

486.1

470.8

454.8

462.3

446.5

437.7

465.2

391.4

254.7

Cuadro Nº 28: VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL (GSA)

282624

2220

181614121086

42

0

MM

mcd

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

JUL/

99A

GO

SEP

OC

TN

OV

DIC

ENE/

00 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

ICEN

E/01 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

ICEN

E/02 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

ICEN

E/03 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

ICEN

E/04 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

ICEN

E/05 FEB

MA

RA

BR

MAY

JUN

JUL

AG

OSE

PO

CT

NO

VD

IC

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

PROBADAS (P1) 116.1 141.9 151.9 396.5 440.5 477.0 486.1 462.3 465.2PROBABLES (P2) 84.8 74.8 88.6 295.5 451.5 452.1 470.8 446.5 391.4P 1 + P 2 200.9 216.7 240.5 692.0 892.0 929.1 956.9 908.7 856.6

POSIBLES (P3) 110.2 43.6 96.5 345.1 469.8 473.9 454.8 437.7 254.7

YPFB 29

Otras Exportaciones al Brasil: Adicionalmente Bolivia exporta gas natural al Brasil mediante otros dos contratos: (1) British Gas (BG)con Comgas vía Mutún y (2) Andina S.A. vía San Matías para Cuiabá (Trans Border Services - TBS). Sólo se presentan datos volumétricosya que YPFB no fiscaliza estas exportaciones. Los datos de la exportación TBS son datos a la salida del Gasoducto Río Grande -Mutún en la Estación de Compresión de Chiquitos.

A partir de Septiembre de 1999 Pluspetrol inició la exportación de gas natural a la República Argentina vía gasoducto Bermejo –Aguas Blancas. A partir de noviembre de 2001 Pluspetrol exportó gas natural del Campo Madrejones Boliviano a través de ungasoducto exclusivo Madrejones – Campo Durán. A la fecha, ambas exportaciones se encuentran suspendidas.

A partir de junio de 2004, YPFB exporta vía gasoducto Santa Cruz - Yacuiba, con contratos temporales, gas natural producido porRepsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A. y a partir de 29 Abril de 2005 de Pluspetrol Bolivia Corporation del campo Tacobo.El siguiente gráfico muestra la evolución de los volúmenes de exportación de YPFB a la Argentina expresados en millones de metroscúbicos diarios (MMmcd).

MM

mcd

2004 2005

0

1

2

4

3

5

6

Jun-

04

Jul-

04

Ago

-04

Sep-

04

Oct

-04

Nov

-04

Dic

-04

Ene-

05

Feb-

05

Mar

-05

Abr

-05

May

-05

Jun-

05

Jul-

05

Ago

-05

Sep-

05

Oct

-05

Nov

-05

Dic

-05

Cuadro Nº 34: VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL A LA ARGENTINACONTRATOS YPFB S.A., PETROBRAS S.A. Y PLUSPETROL S.A.

YPFB30

Los volúmenes de gas natural exportado en los últimos años mediante los contratos suscritos con Argentina y Brasil, son los siguientes:

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000

160.000

180.000

200.000

220.000

240.000

260.000

280.000

300.000

1992 1993 1994 2000 2001 2002 2003 2004 20051998 19991996 19971995

YPFB Bermejo Madrejones Yacuiba Petrobras Comgas Cuiaba

EXPORTACION DE GAS (MMPCS)M

illon

es d

e Pi

es C

úbic

os

Exportación a la Argentina:Contrato Compra yVenta YPFB-YPF 75,069 73,862 76,553 72,487 72,571 56,576 56,329 22,069

Exportacion DirectaPluspetrol

- Bermejo 602 666 967 578

- Madrejones 561 3,387 3,011 80

Exportacion YPFB a RepsolYPF, Petrobras Argentina yPluspetrol: - Yacuiba 28,176 61,425

Exportación al Brasil:Contrato Compra yVenta YPFB-Petrobras 14,136 74,224 127,370 133,220 178,275 251,252 288,585

Contrato Compra yVenta BG-COMGAS 4,282 19,417 2,430 5,869 8,353

Contrato Compra yVenta ANDINA CUIABA 2,188 16,358 14,919 11,189 8,671

TOTAL 75,069 73,862 76,553 72,487 72,571 56,576 56,329 36,807 74,890 135,368 172,961 198,635 296,566 367,034

Exportación (MMUS$) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

YPFB 31

02.004.006.008.00

10.0012.0014.0016.0018.0020.0022.0024.0026.0028.0030.00

1992 1993 1994 2000 2001 2002 20051998 19991996 19971995 2003 2004

Exportación a la Argentina Exportación al Brasil

EXPORTACION DE GAS (MMm3D)

Mill

ones

de

Met

ros

Cúb

icos

día

Exportación (MMm3D) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Exportación a la Argentina:

Contrato Compra yVenta YPFB-YPF 5.81 5.73 5.94 5.62 5.61 4.39 4.37 1.71

Exportacion DirectaPluspetrol

- Bermejo 0.05 0.05 0.08 0.04

- Madrejones 0.04 0.26 0.23 0.01

Exportación YPFB a RepsolYPF, Petrobras Argentina yPluspetrol: - Yacuiba 2.18 4.75

Exportación al Brasil:Contrato Compra yVenta YPFB-Petrobras 1.10 5.74 9.88 10.34 13.83 19.44 22.33

Contrato Compra yVenta BG-COMGAS 0.33 1.51 0.19 0.45 0.65

Contrato Compra yVenta ANDINA CUIABA 0.17 1.27 1.16 0.87 0.67

TOTAL 5.81 5.73 5.94 5.62 5.61 4.39 4.37 2.86 5.79 10.50 13.42 15.41 22.94 28.40

Exportación a la Argentina:

Contrato Compra yVenta YPFB-YPF 122.81 90.19 91.65 92.41 94.22 69.18 55.78 17.96

Exportación DirectaPluspetrol

- Bermejo N.D N.D N.D N.D

- Madrejones N.D N.D N.D N.D

Exportación YPFB a RepsolYPF, Petrobras Argentina yPluspetrol: - Yacuiba 49.13 163.3

Exportación al Brasil:Contrato Compra yVenta YPFB-Petrobras 15.12 119.95 220.75 205.98 359.89 540.89 794.4

Contrato Compra yVenta BG-COMGAS N.D N.D N.D N.D N.D

Contrato Compra yVenta ANDINA CUIABA N.D N.D N.D N.D N.D

TOTAL 122.81 90.19 91.65 92.41 94.22 96.18 55.78 33.08 119.95 220.75 205.98 359.89 590.02 957.70

Exportación (MMUS$) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

YPFB32

YPFB

Vicepresidencia Nacionalde Operaciones

YPFB34

INDICE

Gerencia Comercial1.- Diagnóstico y situación de Estaciones de Servicio2.- Gráfico Evolución de embarques y precios internacionales y subsidio.3.- Plantas de Engarrafado de GLP4.- Sistema de Abastecimiento de GLP

Dirección de Redes de Gas1.- Zonas de Trabajo2.- Longitud de Red Primaria

ANEXO ESTADÍSTICO

INFORME DE GESTIÓN

VICEPRESIDENCIA NACIONAL DE OPERACIONES

Vicepresidencia Nacional de Operaciones (VPNO).

YPFB, está encarando un programa de sustitución por GNV con la finalidadde sustituir el uso de gasolina y GLP en el parque automotor por gas naturalvehicular, en las ciudades de La Paz y El Alto.

Por otra parte durante la gestión 2005 se ha realizado la importación de300,000 bbl (trescientos mil barriles) de Diesel Oil, programado en seisembarques en el marco del convenio de cooperación suscrito entre Boliva yVenezuela, para este efecto el Ministerio de Hacienda emite Bonos del Tesoromediante los cuales YPFB pudo abrir cartas de crédito stand by en el BancoCentral mediante las cuales se han garantizado las compras de producto.

Según la disposición transitoria tercera de la Ley Nº 3058, YPFB es el únicodistribuidor mayorista en el país, para este cometido mediante D.S. Nº28169, YPFB está autorizado a firmar en esta instancia contratos de sociedadaccidental con los ex mayoristas a efectos de dar continuidad alabastecimiento. El derecho adquirido de las empresas mayoristas feneceel 30/06/2006. Se firmaron siete contratos de Sociedad Accidental o deCuentas por Participación con las siguientes empresas: Petrobras BoliviaDistribución, Pexim, Shell, Pisco, Refipet, Copenac, Dispetrol.

Para el caso de la importación de Diesel Oil para la atención del déficiten el mercado interno se han firmado contratos con Copenac, PetrobrasBolivia Distribución, Petrocruz y Petrobrás Bolivia Refinación.El 21 de Octubre del 2005, se ha promulgado el D.S. 28419 que determinael marco en el cual podrá YPFB desarrollar su actividad de único importadormayorista de hidrocarburos.

Es importante señalar que para poder acometer la actividad de mayoristade la producción regulada proveniente de las refinerías del país, serequieren de aproximadamente 15 millones de dólares como capital detrabajo, que fueron solicitados al TGN, sin recibir aún una respuesta positiva.

Por otra parte considerando que el Bloque Sud está disponible para queYPFB opere el mismo en forma inmediata, se solicitó 4.5 millones dedólares al TGN, no recibiendo tampoco una respuesta afirmativa. Por estemotivo se analizó el uso de instrumentos financieros alternativos como el

3.- Longitud de red Secundaria de YPFB4.- Instalaciones Internas Domiciliarias 1994 – 20045.- Evolución de Instalaciones Internas Domiciliarais 1994 – 20046.- Ventas Históricas Promedio día de Gas Natural7.- Ingresos Brutos por Ventas8.- Tarifas Consumidos Final9.- Inversiones 2003 - 200510.- Proyecto 39 K - Metas y Avance

Futura Gerencia de Exploración y Explotación1.- Cuadro de Áreas Reservadas a YPFB

fideicomiso y la emisión de bonos del Tesoro, opciónque se está encarando habiendo enviado al Ministeriode Hidrocarburos un proyecto de DS con sus informesde respaldo técnico-jurídico.

Se ha firmado un nuevo contrato para uso de marcacon Petrobrás Bolivia Refinación (P.B.R.) por unperíodo de 10 años y con ventajas económicas paranuestra empresa. La VPNO en coordinación con laPresidencia Ejecutiva de YPFB, ha formalizado lanueva Gerencia Industrial con sede en la ciudad deCochabamba. La función específica es: desarrollarproyectos; gestionar la participación de YPFB enproyectos, mediante contratos de asociación; facilitare incentivar el desarrollo de emprendimientos deindustrialización.

Se han firmado dos memorandos de entendimientocon empresas interesadas en desarrollar proyectospara GTL en Bolivia. (GTL Bolivia y World GTL).

Asimismo se ha conformado un equipo de trabajocon profesionales de ambas Vicepresidencias paraencarar un proyecto para una planta de extracciónde licuables para la producción de GLP a partir delGas Natural.Se ha promulgado el DS 28467 de 24 de noviembre2005, mediante el cual se reservan en favor de YPFBáreas de interés hidrocarburífero en zonastradicionales y no tradicionales para que puedarealizar por si mismo o asociado las actividades deexploración y explotación.

YPFB 35

Importanción de Diesel

DIAGNÓSTICO Y SITUACIÓN ACTUALESTACIONES DE SERVICIO Y.P.F.B.

ESTADO DTCX DTCC DTCO DTCT DTCS TOTAL

En operación 12 4 4 1 6 27En rehabilitación 0 0 1 0 0 1Sin operación 3 2 0 5 1 11Con proceso judicial 2 2 6 0 0 10Terrenos en devolución a H.A.M. 2 0 0 0 0 2Total 19 8 11 6 7 51

Disponibilidad: E˚S˚ en operación , 11 fuera de servicio y 1 en rehabilitación.

NOTA: Actualmente YPFB realiza la Administración Directa de las E˚S˚: Uruguay, Santa Ana de Yacuma, El Progreso (Cobija) y El Tejar (Sucre)

$us/

MC

$us/

Bb

l

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

357

415369

414

556

500

57

6666

88

79

100

200

400

500

600

700

1er.

Emba

rque

2do.

Em

barq

ue

3er.

Emba

rque

4to.

Em

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5to.

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6to.

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7to.

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07-D

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22-N

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ne

01-F

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15-F

eb

01-M

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15-M

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29-M

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12-A

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26-A

br

10-M

ay

24-M

ay

07-Ju

n

21-Ju

n

05-Ju

l

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l

02-A

go

16-A

go

30-A

go

13-S

ep

27-S

ep

11-O

ct

25-O

ct

08-N

ov

PRECIO DIESEL OIL IMPORTADO

GERENCIA COMERCIAL

Estaciones de Servicio

YPFB36

-0.50

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

BS/

L

TIEMPO

Otros Bs/L Argentina Bs/L IEHD

17/0

1/05

27/0

1/05

06/0

2/05

16/0

2/05

26/0

2/05

08/0

3/05

18/0

3/05

07/0

4/05

17/0

4/05

27/0

4/05

07/0

5/05

17/0

5/05

27/0

5/05

06/0

6/05

16/0

6/05

28/0

6/05

06/0

7/05

16/0

7/05

26/0

7/05

05/0

8/05

15/0

8/05

25/0

8/05

04/0

9/05

14/0

9/05

24/0

9/05

04/1

0/05

14/1

0/05

24/1

0/05

03/1

1/05

28/0

3/05

SUBVENCION DIESEL OIL

Zonas Comerciales YPFB (22)Promedio Ventas Garrafas/Dia

Plantas Almacenaje YPFB (6)

Plantas Engarrafadoras YPFB (18)

COBIJA

GUAYARAMERIN

RIBERALTA

TRINIDAD (2 Ag.)

BERMEJO

YACUIBA

VILLAMONTESTARIJA

MONTEAGUDO

VILLAZONTUPIZA

UYUNI

POTOSI

SUCRE

CAMIRI

PUERTO SUAREZ

SANTA CRUZ

ORURO

LA PAZ

COCHABAMBASAN JOSE

TARABUQUILLO

Plantas Engarrafado GLPy Plantas Almacenaje Combustible

Gerencia ComercialPlantas de Engarrafado de GLP

YPFB 37

Sistema de AbastecimientoGas Licuado de Petróleo

YPFB38

Zonas Comerciales YPFB

Plantas Almacenaje YPFB (6)

Plantas Engarrafadoras YPFB (18)

Ductos TRANSREDES

Ductos CLHB

Transp. Ferroviario

Transp. Fluvial

Transp. Carretero

Transp. Carret. Prod.Chaco

Refineria

COBIJA

GUAYARAMERIN

RIBERALTA

TRINIDAD)

BERMEJO

YACUIBA

VILLAMONTES

TARIJA

MONTEAGUDO

VILLAZON

TUPIZA

UYUNI

POTOSISUCRE

CAMIRI

PUERTO SUAREZ

SANTA CRUZ

ORURO

LA PAZ

COCHABAMBASAN JOSE

TARABUQUILLO

PVT

PSP

PCS

OCOLP

PALOMA

CARRASCO

RIO GRANDE

VUELTA GRANDE

COBIJA

TRINIDAD)

BERMEJO

TARIJA

MONTEAGUDO

VILLAZON

TUPIZA

UYUNI

POTOSI

SUCRE

CAMIRI

PUERTO SUAREZ

SANTA CRUZ

ORURO

LA PAZ

COCHABAMBA

TARABUQUILLO

RIO GRANDE

YPFBOruro

YPFB(LPz. El Alto Viacha)

EmcogasCochabamba

Carrasco

San Ramón

Sergas(Scz Villmontes)

San Matias

Emdigas(Sucre)

Emtagas(Tarija)

Emtagas(Yacuiba)

RamosEmtagas

(Bermejo)

Camargo

Emtagas(Villamontes)

YPFBPotosi

Zona 1 Gasoductos

Zona 2 Ciudades con redes YPFB

Zona 1La Paz, Oruro, Potosí, Otros

• Prestación del servicio: YPFB

• Propiedad del sistema primario: YPFB

• Propiedad del sistema secundario: YPFB

• Prestación del servicio: Empresas Distribuidoras* EDS

• Figura legal: Contrato d distribución de gas natural entre YPFB y las EDS:

Vigencia hasta mayo de 2009

• Propiedad del sistema primario: YPFB

• Propiedad del sistema secundario: EDS

• Participación: El Estado (vía YPFB o las Prefecturas Departamentales) participa accionariamente de las EDS

Zona 2

Santa Cruz, Cochabamba y Sucre

YPFB 39

DIRECCION DE REDES DE GASZonas de Trabajo

YPFB40

Longitud de Red Primaria

Longitud de Red Secundaria

DISTRITOADMINISTRACIÓN

YPFB EMP.DISTRIB.

TOTAL

LA PAZ1 27.19 27.19EL ALTO2 77.17 77.17POTOSÍ 21 21ORURO 31.08 31.08CAMIRI3 0.6 0.6TARIJA 38.6 38.6COCHABAMBA4 147.7 147.7SANTA CRUZ 75.75 75.75SUCRE 25.71 25.71

TOTAL 157.04 287.76 444.8

1 Incluye los 9.8 Km del tramo Alpacoma - Plaza Humbolt (1.8 Km en 8“ y 8.0 Km en 6“)2 Incluye los 1.3 Km de la acometida a EDR Villa Ingenio3 Acometida a gasoducto4 Incluye los 14.6 Km del tramo Rio Rocha y tramo Aziru Marca tuberia de 6“

Longitud de Redes Primarias de Gas Naturalde Propiedad de YPFB - Oct. 2005

(En Kilometros)

Longitud de Redes Secundarias de Gas NaturalPropiedad de YPFB - Oct. 2005

(En Kilometros)

DISTRITO LONGITUDDE RED

LA PAZ 35.68

EL ALTO 475.53

POTOSÍ 106.66

ORURO 92.94

CAMIRI 43.25

POB. INT. 1.30

TOTAL 755.36

Usuarios de Redes de Gas Natural

Instalaciones Internas Domiciliarias 1994 - 2004

YPFB 41

Usuarios Redes de Gas Natural

DOMESTICO COMERCIAL INDUSTRIAL

CIUDADUSUARIOS CONSUMO

MMPCM USUARIOS CONSUMOMMPCM INDUS.

USUARIOS

GNV

CONSUMO - MMPCM

INDUS. GNV

La Paz 397 0.70 114 11.30 64 1 73.16 6.88El Alto 7.425 7.20 127 5.40 92 7 67.28 56.51Viacha 48 193.68Oruro 4.229 4.30 97 4.90 31 1 79.96 2.52Potosí 5.446 5.70 72 5.01 11 23.15Camiri 1.988 1.60 48 0.70 1 0.06Total 19485 19.50 458 27.31 247 9 437.29 65.91

0.65 0.91 14.58 2.20MMPCD MMPCD MMPCD MMPCD

3.5% 5.0% 79.5% 12.0%

La Paz 246 104 350El Alto 1.395 5.450 556 702 8.103Oruro 219 3.090 810 702 4.821Potosí 464 4.060 739 690 5.953Camiri 44 1.400 600 - 2.044Tarija - - 2.000 - 2.000

Total 2.368 14.000 4.809 2.094 23.271

CIUDADES

INVERSIONPARTICULAR

HASTA EL2002

PROYECTO 14.000 - 5.0002002 - 2003

INVERSION DE YPFB

DS 26833 DS 26965

PROYECTOPUENTE

2003 - 2004INV. YPFB

TOTALGENERAL

DS 27202

Instalaciones Internas Domiciliarias DRGN1994 - 2004

Evolución de Instalaciones Internas Domiciliarias 1994 - 2004

Ventas Históricas Promedio día de Gas Natural

0.00 0.02 0.03 0.04 0.06 0.08 0.35 0.58 0.610

5

10

15

20

0.00 0.20 0.25 0.33 0.38 0.44 0.51 0.61 0.68

19.95 13.63 14.42 11.32 11.92 13.14 12.68 14.47 13.28

0.24 0.32 0.33

0.40 0.78

1.051.02

1.261.60

Y.P.F.B. VENTAS HISTORICAS PROMEDIO DIAGAS NATURAL

POR CATEGORIAS

MM

IPC

/D

DOMESTICO LPZ-ORU-PTS-CAM COMERCIAL LPZ-ORU-PTS-CAMINDUSTRIAL LPZ-ORU-PTS-CAM GNV LPZ-ORU

YPFB42

2368

14000

4809

2094

23271

0

5000

10000

15000

20000

25000

INVERSIONPARTICULAR

PROY 14000 PROY 5000

D.S. 27202

TOTAL

D.S. 26965(*)

D.S. 26833

Nro

. DE

INST

ALA

CIO

NES

PROY PUENTE

Evolución de Instalaciones Internas DomesticasYPFB -Zona 11994 - 2004

(*) Incluye 2000 Instalaciones en Tarija

YPFB 43

Ingresos Brutos por Ventas

2000 2001 2002 2003 2004 2005

TOTAL CIUDADES

LA PAZ 5.626.874 8.203.347 9.566.578 10.155.482 12.333.897 10.450.941EL ALTO 7.704.868 10.403.207 13.773.756 16.521.242 18.711.032 14.761.196

VIACHA 17.042.106 16.707.680 20.833.399 25.075.154 31.760.412 20.093.984ORURO 15.826.845 18.079.683 20.142.963 15.699.766 16.967.874 12.830.922POTOSI 1.655.631 2.111.420 2.702.567 3.755.098 4.711.202 3.913.254CAMIRI 0 3.832 84.349 409.803 728.964 462.410

TOTAL CIUDADES 47.856.325 55.509.169 67.103.612 71.616.545 85.213.381 62.512.706

*Hasta Sep/05

INGRESOS BRUTOS POR VENTAS(En Bolivianos)

0

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

25.000.000

30.000.000

35.000.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005*

La Paz El Alto Viacha Oruro Potosí Camiri

BO

LIV

IAN

OS

*Hasta Sep/05

INGRESOS BRUTOS POR VENTAS

YPFB44

Tarifas Consumidos Final

00.E+00

10.E+06

20.E+06

30.E+06

40.E+06

50.E+06

60.E+06

70.E+06

80.E+06

90.E+06

2000 2001 2002 2003 2004 2005*

TOTAL DOMESTICO TOTAL COMERCIAL TOTAL INDUSTRIAL TOTAL GNV

BO

LIV

IAN

OS

EVOLUCIÓN DE INGRESOS POR VENTAS

$us/MPCIndustrial Comercial Domestico

La Paz 1.70 4.32 5.48Oruro 1.70 4.32 5.48Potosí 1.70 4.32 5.48

Industrial Comercial Domestico$us./MPC Bs./MPC Bs./MPC

La Paz 1.70 18.00 22.22

Oruro 1.70 18.00 22.22

Potosí 1.70 18.00 22.22

TARIFAS MAXIMASAPROBADAS.

TARIFAS EFECTIVAS

Fuente: Superintencia de Hidrocarburos

Fuente: YPFB

Tarifas a Consumidor Final

YPFB 45

Inversiones 2003 - 2005

Proyecto 39KMetas y Advance

Proyecto14.000

Proyecto5.000ProyectoPuenteProyecto 39K2005*

Proyecto 39K2006*

26833

26965

27202

28291

08/11/2002

18/03/2003

07/10/2003

11/08/2005

9.282.891

1.242.490

16.640.000

45.410.000

TOTAL 72.575.381

PROYECTO D.S. FECHAINVERSIÓN

TOTAL

*Presupuestado

INVERSIONES 2003 - 2005 $us.

CIUDAD

METAS AVANCE

LONGITUD REDSECUNDARIA

(METROS)

COBERTURADE RED

(PREDIOS)

LONGITUDRED

SECUNDARIA(METROS)

COBERTURADE RED

(PREDIOS)%

LA PAZ 30.000 3.000 21.011 2.102 70.00

EL ALTO 459.000 51.000 356.640 38.875 77.70

VIACHA 5.180 518 4.778 478 92.24

ORURO 47.000 4.700 29.677 2.968 63.14

POTOSÍ 40.000 4.000 30.303 2.773 75.75

CAMIRI 12.000 1.000 10.156 899 84.63

SUCRE 35.000 3.500 20.212 2.145 57.75

POB. INTERM. 20.000 2.000 11.348 623 56.74

TOTAL 648.180 69.718 484.125 50.863 74.70

METAS Y AVANCEGestión 2005

YPFB46

GERENCIA DE EXPLORACION Y EXPLOTACIÓN

Áreas reservadas a YPFB

TARIJA

POTOSISUCRE

SANTA CRUZ

ORURO

LA PAZ

COCHABAMBA

TRINIDAD

COBIJA1

1

2

3

4

5

6

7

9

8

10

11

Zona Tradicional

Bloques de operación YPFB

PER

U

CH

ILE

ARGENTINA

BRASIL

KILOMETROS

-50 0 50 100 150 200

AREAS HIDROCARBURIFERASRESERVADAS PARA YPFB

NÚMERO BLOQUE HECTAREAS ZONA1 MADRE DE DIOS 500.000.00 NO TRADICIONAL2 MADIDI 242.500.00 NO TRADICIONAL3 SECURE 723.495.38 NO TRADICIONAL4 CEDRO 124.275.00 TRADICIONAL

5 CAROHUAICHO 408.000.00 TRADICIONAL6 IÑAU 100.000.00 TRADICIONAL7 AGUARAGUE 114.375.00 TRADICIONAL8 TIACIA 91.225.00 TRADICIONAL9 IÑIGUAZU 64.375.00 TRADICIONAL10 COIPASA 515.000.00 NO TRADICIONAL11 CORREGIDORES 655.000.00 NO TRADICIONAL

TOTAL 3‘538.245.38 Has.

YPFB

Estados Financierosde YPFB Gestión 2005

Estados Financierosde YPFB Gestión 2005

YPFB48

YPFB 49

YPFB50

YPFB 51

YPFB52

YPFB 53

YPFB54

YPFB 55

YPFB56

YPFB 57

YPFB58

YPFB 59

YPFB60

YPFB 61

YPFB62

YPFB 63

YPFB64

YPFB 65

YPFB66

YPFB 67

YPFB68

YPFB 69

YPFB70

YPFB 71

YPFB72

YPFB 73

YPFB74

YPFB 75

YPFB76

YPFB 77

YPFB78

YPFB 79

YPFB80

YPFB 81

YPFB82

YPFB 83

YPFB84

YPFB 85

YPFB86

YPFB 87

YPFB88

YPFB 89

YPFB90

YPFB 91

YPFB92

YPFB 93

YPFB94

YPFB 95

YPFB96

YPFB 97

YPFB98

Documents

MemoriaYPFB-2005