pec 2011 directores

8/16/2019 Pec 2011 Directores

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LA PAZ, DICIEMBRE DE 2010

PL A N ESTRA TÉGICO

CORPORA TIVO (PEC)

2011 – 2015


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ÍNDICE

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 5

PARTE I ......................................................................................................................................................... 7

DIAGNÓSTICO ............................................................................................................................................. 7

1 SITUACIÓN ACTUAL DE LA CADENA DE HIDROCARBUROS ............................................................................. 8

1.1 EXPLORACIÓN .......................................................................................................................................... 8 1.2 EXPLOTACIÓN ........................................................................................................................................ 13 1.3 PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE LICUABLES .............................................................................................. 15 1.4 TRANSPORTE .......................................................................................................................................... 19 1.5 REFINACIÓN ........................................................................................................................................... 21 1.6 ALMACENAJE ......................................................................................................................................... 33 1.7 REDES DE GAS NATURAL ........................................................................................................................ 44 1.8 COMERCIALIZACIÓN .............................................................................................................................. 50 1.9 ASPECTOS ORGANIZACIONALES ............................................................................................................ 53

2 PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS 2011 - 2026 ......................................

2.1 DEMANDA DE GAS NATURAL 2011 – 2020 ............................................................................................ 56 2.1.1 Mercado interno de consumo .................................................................................................... 56 2.1.2 Mercado de exportación ............................................................................................................ 67

2.2 OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACIÓN DE MERCADOS (ESCENARIO DE DEMANDA PROMED 2.3 OFERTA DE GAS NATURAL Y ASIGNACIÓN DE MERCADOS (EN UN ESCENARIO DE DEMANDA PI 2.4 DEMANDA INTERNA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .......................................................................... 73 2.5 PROYECCIÓN DE OFERTA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.................................................................... 75 2.6 RELACIÓN ENTRE OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS AL 2026 ..........................

3 MATRIZ FODA CONSOLIDADA ...................................................................................................................... 83 3.1 FACTORES INTERNOS ............................................................................................................................. 83

3.1.1 Fortalezas ................................................................................................................................... 83 3.1.2 Debilidades ................................................................................................................................. 84

3.2 FACTORES EXTERNOS ............................................................................................................................ 85 3.2.1 Oportunidades ............................................................................................................................ 85 3.2.2 Amenazas ................................................................................................................................... 85

PARTE II .................................................................................................................................................... 87


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PLAN ESTRATÉGICO .............................................................................................................................. 87

MARCO ESTRATÉGICO ............................................................................................................................................. 88 MISIÓN .............................................................................................................................................................. 88 VISIÓN ............................................................................................................................................................... 88 VALORES CORPORATIVOS ................................................................................................................................. 89

OBJETIVOS ESTRATÉGICOS Y ESTRATEGIAS ............................................................................................................. 90 1 INCREMENTAR LAS RESERVAS PROBADAS DE HIDROCARBUROS, CON RESPECTO A LAS RESERV

CERTIFICADAS EL AÑO 2010 .................................................................................................................. 90 1.1 Gestionar ajustes al marco normativo que agilicen e incentiven las actividades exploratorias 92 1.2 Asegurar la ejecución de actividades de exploración comprometidas en contratos de operación

vigentes ...................................................................................................................................... 93 1.3 Asegurar la ejecución de planes mínimos de exploración de áreas entregadas a YPFB

Petroandina SAM ........................................................................................................................ 94 1.4 Impulsar el inicio de las actividades de exploración en áreas con Contrato de Servicios (Convenio

de Estudio) .................................................................................................................................. 95 1.5 Reiniciar actividades de exploración en YPFB Casa Matriz ......................................................... 96 1.6 Adjudicar áreas reservadas a YPFB disponibles para su exploración ......................................... 96 1.7 Realizar un Estudio detallado de áreas con potencial hidrocarburífero remanentes en Bolivia 99

2 CONSOLIDAR A YPFB COMO EL PRINCIPAL EXPORTADOR DE GAS NATURAL EN LA REGIÓN (CEGASÍFERO REGIONAL) ............................................................................................................................ 99 2.1 Impulsar el desarrollo de nuevos campos productores de gas natural .................................... 100 2.2 Incrementar la producción de gas natural con un manejo racional y sostenible de reservorios101 2.3 Asegurar el cumplimiento de los contratos exportación suscritos con Brasil (GSA) y Argentina

(ENARSA) .................................................................................................................................. 102 2.4 Asegurar la disponibilidad de transporte oportuna para atender la demanda del mercado

externo ..................................................................................................................................... 102 3 CONTRIBUIR AL CAMBIO DE LA MATRIZ ENERGÉTICA DEL PAÍS, MASIFICANDO EL USO DEL GA

NATURAL .............................................................................................................................................. 103 3.1 Incrementar la cobertura de gas natural en el sistema domiciliario, comercial e industrial ... 105 3.2 Implementar sistemas de GNL para cubrir la demanda de gas natural en poblaciones alejadas

.................................................................................................................................................. 105 3.3 Asegurar la disponibilidad de transporte oportuna para satisfacer la demanda de los diferentes

sectores del mercado interno .................................................................................................. 106 4 AVANZAR HACIA EL AUTOABASTECIMIENTO DE LA DEMANDA INTERNA DE HIDROCARBUROS

LÍQUIDOS Y SUS DERIVADOS Y GENERAR EXCEDENTES PARA LA EXPORTACIÓN ............................ 4.1 Gestionar la implementación de una política que incentive el desarrollo de campos de

hidrocarburos líquidos.............................................................................................................. 109 4.2 Incrementar la producción de hidrocarburos líquidos ............................................................. 110 4.3 Incrementar la recuperación de hidrocarburos líquidos mediante la instalación de nuevas

plantas de extracción de licuables............................................................................................ 110 4.4 Asegurar disponibilidad de transporte de hidrocarburos líquidos por ductos ......................... 111 4.5 Incrementar y asegurar la utilización plena de la capacidad de refinación de hidrocarburos

líquidos ..................................................................................................................................... 112 4.6 Importar hidrocarburos líquidos y derivados deficitarios en el mercado interno ................... 113


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4.7 Incrementar la capacidad de almacenaje de combustibles líquidos ........................................ 115 5 CONSOLIDAR YPFB, COMO UNA CORPORACIÓN MODERNA, RENTABLE, EFICIENTE, TRANSPARE

PRESERVANDO LA SALUD, SEGURIDAD, MEDIO AMBIENTE Y CON RESPONSABILIDAD ................. 5.1 Desarrollar e implementar un nuevo diseño organizacional corporativo de YPFB ................. 118 5.2 Desarrollar e implementar Políticas y Procedimientos Corporativos de Gestión de Recursos

Humanos .................................................................................................................................. 119 5.3 Desarrollar e Implementar un Sistema Corporativo de Gestión por Resultados ..................... 120 5.4 Desarrollar e implementar un Programa de Manejo de Cambio Cultural e Identidad Corporativa

.................................................................................................................................................. 122 5.5 Integración de las tecnologías de información y comunicación a nivel corporativo ................ 123 5.6 Desarrollar políticas y procedimientos que normalicen bajo mejores prácticas el tratamiento y

uso de tecnologías de información .......................................................................................... 124 5.7 Actualización periódica de márgenes, precios y tarifas, que asegure la sostenibilidad de las unidades de

negocio de YPFB ......................................................................................................................... 125 5.8 Implementación del Fondo de Inversiones de YPFB Corporación ............................................ 126 5.9 Implementar sistemas de control de gestión en las unidades de negocio de YPFB ................. 127 5.10 Gestionar un marco normativo que viabilice el nuevo diseño organizacional corporativo y

asegure la sostenibilidad de YPFB ............................................................................................ 128 5.11 Implementar y certificar un Sistema de Gestión Integrado (Calidad, Seguridad y Salud, Ambiente

y Responsabilidad Social Empresarial) en YPFB Casa Matriz y subsidiarias ............................. 129 5.12 Posicionar a YPFB ante la opinión pública nacional e internacional como una Corporación

rentable, transparente y con responsabilidad social. .............................................................. 130

PARTE III ................................................................................................................................................. 132

PLAN DE INVERSIONES 2011 – 2015 ............................................................................................. 132

1 PLAN DE EXPLORACIÓN .............................................................................................................................. 133 1.1 ACTIVIDADES EXPLORATORIAS ............................................................................................................ 133 1.2 PROSPECTOS EXPLORATORIOS ............................................................................................................ 134

1.2.1 Contratos de Operación y Casa Matriz ..................................................................................... 135 1.2.2 Petroandina S.A.M. ..................................................................................................................... 136 1.2.3 Convenios de Estudio ............................................................................................................... 137

2 PLAN DE EXPLOTACIÓN .............................................................................................................................. 140 2.1 PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS .................................................................................................... 140 2.2 MARGARITA – HUACAYA ..................................................................................................................... 143 2.3 SAN ALBERTO ....................................................................................................................................... 144 2.4 SÁBALO ................................................................................................................................................ 144 2.5 ITAU ..................................................................................................................................................... 145 2.6 RESTO DE LOS CAMPOS ....................................................................................................................... 146 2.7 DESARROLLO DE PROSPECTOS EXPLORATORIOS EXITOSOS ................................................................ 14

3 PLAN DE PLANTAS DE SEPARACIÓN ............................................................................................................ 148 3.1 PLANTA DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE..................................................................... 148

3.1.1 Descripción del Proceso - Planta de Río Grande ...................................................................... 149


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3.2 PLANTA DE SEPARACIÓN DE LÍQUIDOS - GRAN CHACO ..................................................................... 149 3.2.1 Descripción del Proceso Planta de Gran Chaco ........................................................................ 150

3.3 CRONOGRAMA .................................................................................................................................... 151 3.4 IMPACTOS ............................................................................................................................................ 152 3.5 INVERSIONES ....................................................................................................................................... 152

4 PLAN DE TRANSPORTE ................................................................................................................................ 153 4.1 INVERSIONES ....................................................................................................................................... 153

4.1.1 Proyectos de continuidad de servicio y otros. ......................................................................... 154 4.1.2 Proyectos de expansión y proyectos especiales ...................................................................... 155

4.2 ESTRATEGIA DE FINANCIAMIENTO ...................................................................................................... 166 4.2.1 YPFB Transporte ......................................................................................................................... 166 4.2.2 Gas TransBoliviano .................................................................................................................... 167 4.2.3 YPFB Logística ............................................................................................................................ 168

5 PLAN DE REFINACIÓN ................................................................................................................................. 170 5.1 INVERSIONES ....................................................................................................................................... 170 5.2 PROYECTOS REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL ................................................................................ 171 5.3 PROYECTOS REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL ............................................................................... 172 5.4 NUEVA REFINERÍA DE OCCIDENTE ....................................................................................................... 173 5.5 INCREMENTO DE LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN .............................................................................. 174

6 PLAN DE ALMACENAJE ............................................................................................................................... 175 6.1 CONSTRUCCIÓN DE NUEVA INFRAESTRUCTURA ................................................................................. 179 6.2 ADECUACIÓN DE PLANTAS .................................................................................................................. 181 6.3 RENOVACIÓN DE LA FLOTA DE UNIDADES ABASTECEDORAS .............................................................. 18 6.4 HERRAMIENTAS, SISTEMAS Y EQUIPOS ............................................................................................ 182

7 PLAN DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES ............................................................................... 186 7.1 RESULTADOS ESPERADOS .................................................................................................................... 186 7.2 AMPLIACIÓN DE REDES (SISTEMA CONVENCIONAL) ........................................................................... 187 7.3 SISTEMA VIRTUAL DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL LÍQUIDO (GNL)............................................ 7.4 METAS .................................................................................................................................................. 188 7.5 EVALUACIÓN TÉCNICA ......................................................................................................................... 190 7.6 EVALUACIÓN SOCIAL ........................................................................................................................... 192 7.7 EVALUACIÓN AMBIENTAL .................................................................................................................... 193 7.8 NORMATIVA......................................................................................................................................... 193

8 RESUMEN PLAN DE INVERSIONES DE YPFB CORPORACIÓN 2011-2015 ....................................................... 194

8.1 RESUMEN ............................................................................................................................................. 194 8.2 COMPARACIÓN DEL PLAN DE INVERSIONES 2009 - 2015 Y EL PLAN DE INVERSIONES 2011 - 2015


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INTRODUCCIÓN

El año 2004 en referéndum, el pueblo decidió una política estatal sobre los hidrocarburos, enmayo de 2005 el Poder Legislativo se encargó de entibiar dicha política, de tal manera que lasempresas privadas sigan siendo propietarias de los hidrocarburos. En Mayo de 2006 el Estado, através de su gobierno, optó por el poder real sobre los hidrocarburos, asumió la facultad de usar,disfrutar y disponer de los hidrocarburos, y lo sucedido en octubre de 2003 recobró sentido.

El Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos “Héroes del Chaco” de 1° demayo de 2006, ha permitido al Estado recuperar la propiedad, la posesión y el control total yabsoluto de los recursos naturales hidrocarburíferos; y tomar el control y la dirección de laproducción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e industrializaciónde hidrocarburos en el país; Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos – YPFB a nombre y enrepresentación del Estado ejerce la propiedad de los hidrocarburos.

El control y dirección de la cadena de hidrocarburos, constituye probablemente el salto cualitativomás importante desde el punto de vista de la gestión de los hidrocarburos, en el fondo aquelloimplica planificar. La propiedad lo es todo en sentido material, pero una gestión no pública dedicha propiedad o laxa en el sentido de no estar a tono con los objetivos de la Nacionalizaciónecharía por tierra el poder de ser propietarios.

En forma paralela está la necesidad y posibilidad de una gestión eficaz y eficiente, lo cual en sí

misma no es atributo del operador privado ni del operador público, aunque es un imperativocuando se trata de la administración pública, y hoy la política, la gerencia y la operativa del sectorhidrocarburos constituyen una gestión pública.

La Nacionalización ha marcado el punto de inflexión en el fondo y la forma de la gestión de loshidrocarburos y por fuerza de la vocación de una gestión de gobierno al servicio del pueblo, seha impuesto el rol planificador del Estado, ahora la visión sobre la producción, la comercia-lización, los ingresos y actividades en la cadena de hidrocarburos, tienen una perspectiva demediano y largo plazo.

La perspectiva del sector hidrocarburos en los próximos 20 años, sólo es posible a partir de una

línea base integral asumida dentro de un periodo, tomando como punto de partida una basematerial indiscutible, la cual en el sector y para este momento podría resumirse como sigue.Bolivia: es un gran productor de gas natural y no así de condensado y crudo, en razón a lacomposición actual de sus reservas; tiene una matriz energética apta para el consumo intensivode los derivados de crudo; existe una incipiente infraestructura instalada para el consumo de gasnatural.

La producción de líquidos está en proceso de declinación y los grandes reservorios de


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hidrocarburos son ricos en metano; la exportación de gas natural rico en licuables a Brasil, asícomo la exportación de gas natural a la Argentina, que permite un proceso de extracción delíquidos a favor del país, constituyen compromisos a 10 y 17 años, respectivamente, siendo almismo tiempo una de las fuentes más importantes de ingresos de la economía nacional; elcomportamiento de las nominaciones en ambos contratos impacta en la producción de líquidospara el abastecimiento del mercado interno, a mayor nominación del mercado externo, mayorproducción de líquidos y viceversa.

YPFB Corporación está conformada por la Casa Matriz y 7 Empresas Subsidiarias, de YPFBTransportes depende Gas Transboliviano.

Y.P.F.B. – ANDINAS.A.

YPFB PETROANDINASAM.

YPFB REFINACIÓNS.A.

YPFB TRANSPORTESS.A.

Y.P.F.B. – CHACOS.A. YPFB LOGÍSTICA S.A. YPFB AVIACIÓN S.A.

CASA MATRIZ

El presente documento se ha estructurado en tres partes, la primera parte muestra el análisis desituación, donde se efectúa un balance de la producción y demanda de gas natural y de loshidrocarburos líquidos tanto para el mercado interno como para el mercado externo; se realizauna descripción de la situación actual de exploración, explotación, transporte, almacenaje,refinación, redes de gas natural, plantas de extracción de licuables y comercialización; y seexpone los factores internos, fortalezas y debilidades, y factores externos, oportunidades yamenazas, que son parte de y afectan a la Corporación.

En la Parte II se desarrolla el Plan Estratégico Corporativo, estableciéndose la misión, visión ylos valores corporativos, asi como los objetivos estratégicos, las estrategias y sus metasrelacionadas, y un listado de los proyectos y actividades estratégicas.

El Plan de Inversiones se encuentra descrito en la Parte III, donde se refleja el plan deexploración, explotación, refinación, almacenaje, transporte, plantas de separación y distribuciónde gas natural por redes, con identificación de los proyectos que se van ejecutar y los montosrequeridos para su financiamiento.


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PARTE I

DIAGNÓSTICO


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1 SITUACIÓN ACTUAL DE LA CADENA DE HIDROCARBUROS

1.1 EXPLORACIÓN

Bolivia cuenta con una extensión territorial de 1.098.581 kilómetros cuadrados, distribuidos en

altiplano, valles y llanos, de los cuales, 535.000 kilómetros cuadrados (48%) del territorionacional son considerados como áreas con potencial hidrocarburífero, distribuidas en 7 zonasgeomorfológicas, como se muestra en el siguiente mapa:

Gráfico Nº 1.1Zonas Geomorfológicas con potencial hidrocarburífero en Bolivia

Del total de la superficie con potencial hidrocarburífero, 43.385 kilómetros cuadrados (aprox. 9%)se encuentran en el área conocida como Zona Tradicional y el restante 91% en el área conocidacomo Zona No Tradicional.

La Ley de Hidrocarburos 3058, en actual vigencia, establece que YPFB a nombre del Estadodebe ejercer el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, además el D.S. 28701

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ZonaTradicional


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de Nacionalización de los Hidrocarburos, denominado “Héroes del Chaco”, recupera la propiedadde los hidrocarburos en subsuelo, impone el dominio del Estado en las empresas que fueroncapitalizadas y devuelve a YPFB el rol de operador en toda la cadena de la industria.

El siguiente gráfico muestra el estado de las áreas con potencial hidrocarburífero con que cuenta

BoliviaGráfico Nº 1.2

Distribución de áreas con potencial hidrocarburífero (Millones de Has.)

2,8 3,43,7

0,63,1

38,4

Referencias

2,8 millones de hectáreas equivalentes a un 5% de la superficie total con potencialhidrocarburífero en Bolivia, se encuentran asignadas a empresas titulares de 43 Contratos deOperación (34 de explotación y 9 de exploración), de acuerdo al siguiente detalle:

Cuadro Nº 1.1Empresas con Contratos de Operación vigentes y Superficie asignada

EMPRESAS HECTÁREASYPFB-ANDINA S.A. 442.875,00B.G. BOLIVIA 57.600,00CANADIAN ENERGY 1.825,00YPFB-CHACO S.A. 144.425,00DONG WON 2.500,00MATPETROL 5.000,00PETROBRAS 1.108.208,56PETROBRAS ENERGIA 22.800,00PLUSPETROL 99.337,50REPSOL 779.775,00TOTAL 87.775,00VINTAGE 27.250,00

TOTAL CONTRATOS DE OPERACIÓN 2.779.371,06


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La totalidad de las reservas probadas, probables y posibles con que cuenta Bolivia a la fecha seencuentran en el área asignada a las empresas operadoras en el marco de los contratos deoperación.La Ley de Hidrocarburos vigente, estipula además que se reservarán áreas de interéshidrocarburífero a favor de YPFB en Zonas Tradicionales y No Tradicionales para que desarrolle

actividades de exploración y explotación por si sola o en asociación. A la fecha YPFB cuenta conun total de cincuenta y seis (56) áreas de exploración reservadas, de las cuales doce (12) áreasha n sido asignadas a YPFB Petroandina SAM, empresa mixta constituida por YPFB y PDVESA,en el marco de un acuerdo de cooperación Energética suscrito entre Bolivia y Venezuela Perú.

Las áreas asignadas a Petroandina SAM, mediante contratos de Exploración aprobados porLeyes N° 3910 y N° 3911 de 16/07/2008, se encuentran en las zonas geomorfológicas delSubandino Norte y el Subandino Sur, en las que esta empresa ha comprometido una inversióntotal de $ 860,4 millones.

Cuadro Nº 1.2Contrato YPFB Petroandina Áreas Subandino Sur

Nº Área OIP*

Petróleo(MMbbl)

GIP*Gas

(TCF)

Inversión(MM$US)

1 Iñau (9) 50,0 2,5 145,82 Iñiguazu (15) 50,0 2,5 145,83 Aguarague Sur "A" (14sa) 5,7 0,7 87,64 Aguarague Norte (14n) 6,0 0,2 74,15 Aguarague Sur "B" (14sb) 6,0 0,2 64,16 Aguarague Centro (14c) 6,0 0,2 27,97 Tiacia (13) 50,0 1,6 72,9

Total Inversión 618,2* Reservas de Hidrocarburos Esperadas

Para el contrato del Subandino Sur se tiene un total de siete (7) áreas exploratorias con uncompromiso de inversión de 618,2 MM$us.

Cuadro Nº 1.3Contrato YPFB Petroandina Áreas Subandino Norte

Nº Área OOIP

Petróleo(MMbbl)

OGIPGas

(TCF)

Inversión(MM$US)

1 Secure (4) 79,5 0,905 2,42 Lliquimuni (32) 55,0 0 89,53 Madidi (3) 51,2 0,704 74,14 Chispani (31) 5,0 0 73,65 Chepite (33) 5,0 0 2,6

Total Inversión 242,2* Reservas de Hidrocarburos Esperadas


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Para el contrato del Subandino Norte se tiene un total de cinco (5) áreas exploratorias con uncompromiso de inversión de 242,2 MM$us.

Por otro lado, se cuenta con la modalidad de Convenios de Estudio, suscritos entre aquellasempresas interesadas en participar conjuntamente con YPFB, en las áreas reservadas para

YPFB, cuyo estado actual, se presenta a continuación:Cuadro Nº 1.4

Estado Actual de Convenios de Estudio

Empresa Área deConvenioFecha

SuscripciónConvenio

FechaPresentaciónInforme Final

FechaInformeTécnico YPFB

Nº Informe Técnico deAprobación YPFB Estado Actual

GTL InternacionalS.A.

Rio Beni

18.01.2008 06.08.2008 29.08.2008

VPNO-CNRP 106/2009

Aprobado porDirectorio

Cupecito VPNO-CNRP 107/2009

Itacaray VPNO-CNRP 108/2009

Almendro VPNO-CNRP 109/2009

Pluspetrol BoliviaCorporation S.A. Huacareta 18.01.2008 14.01.2009 22.04.2009 VPNO-CNRP 019/2009


Tecpetrol de BoliviaS.A. San Telmo 18.01.2008 30.10.2008 13.04.2009 VPNO-CNRP 018/2009

Aérea disponiblede YPFB

Eastern PetrogasLtda. Sanandita 09.06.2008 02.06.2009 22.06.2009 VPNO-CNRP 029/2009


Total E&P Bolivie /Gazprom Azero 22.04.2008 15.05.2008 11.06.2008 VPNO-CNRP 102/2008


Gazprom Latín América B.V. Sunchal 17.03.2008 19.03.2009 04.06.2009 VPNO-CNRP 044/2009

Aérea disponiblede YPFB

Global Bolivia S.A.

Madre de Dios

10.07.2008

14.07.2009

21.01.2010

CNRP 01/2001

Aprobado porDirectorioCarandaity 14.07.2009 CNRP 02/2010Sayurenda 21.07.2009 CNRP 03/2010

Fuente: VPNO – Centro de Normas Regulación y Proyectos.

De conformidad con los datos expuestos en el cuadro anterior podemos concluir lo siguiente:

Se suscribieron Siete Convenios de Estudio con 7 empresas internacionales para 12 áreasexploratorias, de los cuales; las Áreas San Telmo, Sunchal y Carandaity se encuentrandisponible para YPFB, ya que las empresas correspondientes han desistido de iniciaractividades de exploración en las mismas.

Por tanto quedan 9 áreas se encuentran en proceso de negociación entre YPFB y lasempresas para la suscripción de Contratos de Servicios. Las empresas y las áreas son lassiguientes:


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Cuadro Nº 1.5Empresas con Intención de Suscribir Contrato de Servicio

Empresa Área de convenio

GTL Internacional S.A. Rio Beni, Cupecito, Itacaray Almendro

Pluspetrol Bolivia Corporation S.A. HuacaretaEastern Petrogas Ltda. Sanandita

Total E&P Bolivie / Gazprom Azero

Global Bolivia S.A. SayurendaMadre de DiosFuente: VPNO – Centro de Normas Regulación y Proyectos.

De las cincuenta y seis (56) áreas reservadas para YPFB, veinticuatro (24) áreas están bajocontratos o convenios de estudio como se detalla en los cuadros precedentes. Las restantestreinta y dos (32) áreas reservadas a favor de YPFB a objeto de su exploración y explotación porsi, y en asociación mediante contratos de servicio, están disponibles para su Adjudicación las

que a continuación se enlistan:

Cuadro Nº 1.6 Áreas Reservadas a Favor de YPFB Disponibles para Adjudicación

Nº Área deExploraciónExtensión(Hectárea) Zona Departamento

5 Cedro 99.775,00 Tradicional Santa Cruz8a Carohuaicho "8A" 100.000,00 Tradicional Santa Cruz8b Carohuaicho "8B" 98.750,00 Tradicional Santa Cruz10 Sauce Mayu 45.750,00 Tradicional Chuquisaca

16 San Telmo 193.359,38 No Tradicional Tarija17 Coipasa 515.000,00 No Tradicional Oruro18 Corregidores 655.000,00 No Tradicional Potosí19 Buena Vista 2.500,00 Tradicional Chuquisaca20 Camatindi 10.725,00 Tradicional Chuquisaca-Tarija22 Astillero 21.093,75 Tradicional Tarija23 Sunchal 57.500,00 Tradicional Tarija25 Villamontes 12.500,00 Tradicional Tarija26 Isipote 33.750,00 Tradicional Chuquisaca-Tarija27 Carandaití 100.000,00 Tradicional Santa Cruz-Chuquisaca-Tarija

29 Yoai 45.000,00 Tradicional Santa Cruz-Chuquisaca34 Isarsama 28.750,00 No Tradicional Cochabamba35 Manco Kapac 5.000,00 Tradicional Cochabamba36 San Miguel 1.250,00 Tradicional Cochabamba37 Florida 29.375,00 Tradicional Santa Cruz38 El Dorado Oeste 86.250,00 Tradicional Santa Cruz39 Arenales 98.875,00 Tradicional Santa Cruz


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Nº Área deExploraciónExtensión(Hectárea) Zona Departamento

40 Taputá 42.500,00 Tradicional Santa Cruz42 Algarrobilla 43.125,00 Tradicional Tarija43 Yuchan 40.000,00 No Tradicional Tarija

44 Casira 192.500,00 No Tradicional Potosí45 La Ceiba 33.125,00 Tradicional Tarija46 Capiguazuti 22.000,00 Tradicional Chuquisaca47 Rio Salado 50.000,00 Tradicional Tarija48 La Guardia 90.625,00 Tradicional Santa Cruz49 Iguembe 17.500,00 Tradicional Chuquisaca50 San Martin 11.875,00 Tradicional Tarija-Chuquisaca51 Okinawa 99.850,00 Tradicional Santa Cruz52 Rodeo 98.050,00 Tradicional Santa Cruz53 Pilar 392.500,00 No Tradicional Santa Cruz

54 El Remate 50.625,00 Tradicional Santa Cruz55 Nuevo Horizonte 96.875,00 Tradicional Santa Cruz56 Puerto Grether 82.500,00 Tradicional Santa Cruz

Asimismo, mencionar que en los actuales contratos de operación se cuentan con áreasdestinadas para su exploración, estas áreas se rigen bajo la misma reglamentación establecidaen la Ley 3058.

1.2 EXPLOTACIÓN

La Ley de Hidrocarburos 3058 establece que YPFB a nombre del Estado Plurinacional debeejercer el derecho propietario sobre la totalidad de los hidrocarburos, además el DecretoSupremo 28701 de Nacionalización de los Hidrocarburos, denominado “Héroes del Chaco”,recupera la propiedad de los hidrocarburos en subsuelo, así como también, impone el dominiodel Estado en las empresas que fueron capitalizadas, se implanta un régimen impositivo muyfavorable para el país y se devuelve a YPFB el rol de operador en toda la cadena de la industria

En ese sentido, YPFB representa al Estado en la suscripción de contratos petroleros y laejecución de las actividades petroleras de la cadena productiva.

Por otro lado, Bolivia es un país netamente gasífero, con producción de condensados asociadosa la producción de Gas Natural. En ese sentido, tomando en cuenta que la producción decampos petrolíferos específicamente, está en declinación acelerada por la madurez yagotamiento de los mismos, la producción de hidrocarburos líquidos se encuentra ligadadirectamente a la producción de Gas Natural.

La producción de hidrocarburos en el país, desde el año 2006 al año 2010, se muestra acontinuación:


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Gráfico Nº 1.3Producción y Venta de Gas Natural2006 a septiembre 2010 (MMmcd)

Fuente: Elaboración propia.

Gráfico Nº 1.4Producción y Venta de Petróleo, Condensado y Gasolina

2006 a septiembre 2010 (MBPD)


Como se observa en los gráficos anteriores, la producción de Gas Natural ha tenido un ligeroincremento, sin embargo los hidrocarburos líquidos han mostrado una caída significativa en el

mismo periodo. Esto refrenda lo señalado anteriormente sobre la naturaleza gasífera del país.En la actualidad, 16 empresas petroleras realizan trabajos en el país, las cuales suscribieron 44Contratos de Operación (43 protocolizados y 1 contrato devuelto), dentro de las cuales seencuentran las Empresas Subsidiarias YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A. y otras EmpresasPetroleras Privadas que han suscrito contratos de operación de manera individual o asociadas,con YPFB para la explotación de nuestros hidrocarburos y exploración como lo indicado en elpunto anterior.


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La producción de hidrocarburos líquidos del país tiene como destino principal el mercado interno.Por otro lado, la producción de gas natural tiene como destino los mercados de exportación enlos contratos: GSA a Brasil y ENARSA a la Argentina, así como, el abastecimiento del mercadointerno.

En el periodo Enero a Junio de la gestión 2010 se observa un incremento del requerimiento delos mercados de exportación en aproximadamente 8%, en comparación con los volúmenesrequeridos para este mismo periodo en la gestión 2009.

Este incremento obedece principalmente a la recuperación de la economía de Brasil y Argentina,con un mayor requerimiento de su sector industrial. También influyo el mayor requerimientotérmico del mercado brasilero.

A continuación se puede observar la evolución de la producción de hidrocarburos en la gestión2010.

Gráfico Nº 1.5Evolución de la Producción de Hidrocarburos

Enero – Septiembre 2010


Los campos que más aportan a la producción de Gas Natural en el país son Sabalo (34.3%), San Alberto (25.5%), Margarita (5.2%) y Vuelta Grande (4.8%), el resto de los campos tienen aportesmenores que en su conjunto ascienden al 30% de la producción nacional.

1.3 PLANTAS DE EXTRACCIÓN DE LICUABLES

El cuadro siguiente muestra de forma detallada las plantas existentes, su operación actual,capacidad de diseño y niveles de producción actual.


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Cuadro Nº 1.7

NombreOperación actual

MMmcd

Capacidad de diseño

MMmcd

Produccion actual GLP

TMDVuelta Grande 2,8 2,8 178,8Carrasco 2,0 2,0 204,3Paloma 1,0 1,1 73,6Colpa 1,0 2,0 33,2Kanata 1,4 1,4 133,6RGD - Andina 4,2 5,1 250TOTAL 12,5 14,4 873,5

Plantas existentes de Extraccion de Licuables

Fuente: Gerencia Nacional de Plantas de Separación

Producción de GLP de plantasLa producción de GLP de plantas muestra un comportamiento decreciente en la gran mayoría delos campos entre 2006 a octubre 2010, siendo los campos con mayor producción, Rio Grande,Vuelta Grande y Carrasco.

Gráfico Nº 1.6Producción de GLP de Plantas (TMD )


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Producción de GLP de refinerías

El grafico de producción de GLP de refinerías muestra un comportamiento creciente en elperiodo 2006 – 2009 con un decremento considerable para octubre de 2010, la refinería queprocesa aproximadamente el 74% del total producido de GLP es Gualberto Villarroel, seguida de

Guillermo Elder Bell con un 22% de producción y finalmente Oro Negro.Gráfico Nº 1.7

Producción de GLP de Refinerías (TMD)

Importación de hidrocarburos líquidos

El volumen importado de diesel oíl en el primer semestre del 2010 fue de 10.884 BPDequivalente al 50% de la demanda nacional de este combustible. Según la programación para elabastecimiento de diesel oíl durante toda la gestión 2010, se tiene prevista la importación de13.187 BPD, equivalente al 57% de la demanda nacional.

De acuerdo a lo ejecutado de enero a junio de 2010, la gasolina especial, resultante de laimportación de insumos y aditivos, fue de 3.805 BPD, correspondiente al 22% de la demandanacional de gasolina especial.

En base a lo proyectado hasta el fin de la presente gestión, se espera obtener un volumen degasolina especial, obtenida con la importación de insumos y aditivos, de 2.862 BPD, equivalenteal 16% de la demanda de gasolina especial a nivel nacional.

Respecto a la importación de GLP, durante la presente gestión se observa que en el primersemestre se ha importado en promedio un volumen equivalente a 61,05 TMD, cubriendo de estamanera el 6% de la demanda nacional. Se ha programado que para el cierre de la gestión 2010


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se obtendrá un volumen promedio de GLP importado de 52,29 TMD, equivalente al 5, % de lademanda total de este producto.

A continuación se muestra un cuadro resumen de lo mencionado en los párrafos anteriores.

Cuadro Nº 1.8Importación de Combustibles Líquidos y su Participación en la Demanda

Producto Ene – Jun/10 Ene – Dic/10Vol. Imp. % Imp/Dda Vol. Imp. % Imp/Dda

Diesel (BPD) 10.884 50 % 13.187 57 %Gasolina (BPD) 3.014 17 % 2.862 16 %GLP (TMD) 61 5,97 % 52 5.05 %

Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización

Nuevas plantas de separación de licuables

Ante la necesidad de abastecimiento de GLP en el país, YPFB busca cubrir la demanda delmercado interno y evitar sus altos costos de importación. El GLP, es el segundo productohidrocarburífero de mayor consumo en el mercado interno boliviano, representa en promedio un25,5% sobre el total comercializado de productos derivados de hidrocarburos.

Para cubrir prioritariamente el mercado interno de GLP y gasolina natural, YPFB ha priorizado laejecución de los proyectos: Planta de Separación de Líquidos de Gas Natural a ser instalada enla región de la Provincia Gran Chaco y Planta de Separación de Líquidos de Gas Natural a serinstalada en la región de Rio Grande.

La ejecución de estos proyectos permitirá separar los Líquidos contenidos en la corriente de GasNatural destinados a los mercados de exportación, extrayendo el excedente de energía alestablecido en los contratos de comercialización.

En mayo del 2010 se adjudicaron los “Estudios de la Ingeniería Conceptual e Ingeniería BásicaExtendida de la Planta de Extracción de Licuables de Rio Grande” , los cuales estarán concluidosen noviembre de 2010, teniéndose prevista la contratación de la Ingeniería de Detalle, Procura yConstrucción (IPC) de la Planta en diciembre de 2010.

En junio del 2010 se adjudicaron los “ Estudios de Actualización y Ampliación de la IngenieríaConceptual y Desarrollo de la Ingeniería Básica de la Planta de Extracción de Licuables de GranChaco” , los cuales estarán concluidos en enero de 2011, dando inicio al IPC de la Planta enmarzo de 2011.


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1.4 TRANSPORTE

YPFB Transporte S.A. es la principal operadora del sistema nacional de transporte de

hidrocarburos y cubre casi la totalidad de la demanda de gas natural en el mercado interno,opera la totalidad del transporte de crudo y condensado por ductos, del crudo reconstituido yparte de los volúmenes transportados de Gas Licuado de Petróleo. Asimismo, transporta todo elgas de exportación a Argentina y una proporción variable de los volúmenes destinados almercado del Brasil. Asimismo, la empresa Gas Transboliviano (GTB S.A.), cuyo accionistamayoritario es YPFB Transporte, se encarga de operar el transporte de gas natural deexportación al Brasil.

En el caso del transporte de hidrocarburos líquidos, YPFB Logística S.A, es la empresa a cargodel transporte y almacenaje.

El sistema de transporte de hidrocarburos por ductos está conformado por Gasoductos,Oleoductos y Poliductos. Este sistema es operado por empresas subsidiarias de YPFBCorporación que tienen la facultad de construir y operar los ductos, así como la obligación deprestar el servicio público de transporte, que de acuerdo a la Ley de Hidrocarburos 3058, estásujeto a los principios de continuidad y regularidad, para satisfacer las necesidades energéticasde la población, la industria y los compromisos de exportación. En este sentido, las ampliacionesde los ductos existentes y la construcción de nuevos ductos a lo largo de estos últimos años hansido desarrolladas en función del crecimiento de la demanda y de los compromisos externossuscritos.

El sistema de transporte está conformado por más de 8.500 km de ductos distribuidos a lo largodel territorio nacional, aproximadamente 4.200 km corresponden al transporte de gas natural,que cuenta con 17 estaciones de compresión y 79 equipos. Asimismo, cerca de 4.300 kmcorresponden al transporte de hidrocarburos líquidos, que dispone de 33 estaciones de bombeoy 125 Unidades. La capacidad del sistema de transporte se muestra a continuación.


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Cuadro Nº 1.9 Capacidad Instalada y Utilizada

Fuente: YPFB Transporte, Gas TransBoliviano, YPFB Logística.

Del total de la capacidad instalada del sistema de transporte de gas natural, YPFB Transporte esresponsable de la operación del 39%, Gas Transboliviano del 38%, Transierra del 20% y Otrosdel 3%.

Gráfico Nº 1.8Sistema de Transporte de Gas Natural - Empresas Transportadoras

Respecto de la capacidad instalada del sistema de transporte de hidrocarburos líquidos, el 84%es operado por YPFB Transporte, el 14.5 % por YPFB Logística y 1.5% que se transporta víacamiones cisterna.

MMpcd %

GTB GTB Gasoducto 32" 1160 98%

YPFB TR GCY 176 54,5%YPFB TR GYC 176 54,7%YPFB TR GCRG 270 46,9%YPFB TR GVK 9 71,2%YPFB TR GCVH 32,1 60,8%YPFB TR GCC 22 73,5%YPFB TR GCM 16 62,6%YPFB TR D.G.P.I 72 65,7%YPFB TR GYRG 1 342 72,8%YPFB TR GYRG 2 456 44,0%YPFB TR GYRG 3 440 49,3%YPFB TR GYRG 4 485 44,6%YPFB TR GVT-1 13,8 74,0%YPFB TR GVT-02 5,7 89,9%YPFB TR GTC-1 21 89,2%YPFB TR GTC-2 20 85,3%YPFB TR GTC-3 10 1,4%YPFB TR GPC 40,3 0,9%YPFB TR GSP 5,2 94,0%YPFB TR GAA-1 75 87,6%YPFB TR GAA-2 43,9 86,6%YPFB TR GAA-3 38,4 81,4%YPFB TR GRGSC 86,4 0,0%

Capacidad de transporte degas (MMpcd):

BPD %

YPFB TR OCY (TPC-ETG)* 26.500 101,4%

YPFB TR OCY (ETG-ECH)* 29.150 104,9%YPFB TR OCCH 3.000 3,8%YPFB TR OCSZ-2 * 28.600 104,9%YPFB TR ORSZ 4.500 18,9%YPFB TR PRSZ 5.880 37,2%YPFB TR OSSA - 1 33. 500 89, 7%YPFB TR OSSA - 2 18. 000 33, 5%YPFB TR OSCR 15. 000 27, 1%YPFB TR ONSZ - 2 19. 500 34, 1%YPFB TR ONSZ - 1A 5.000 0,0%YPFB TR ONSZ - 1C 8.100 25,4%YPFB TR OCSC 30. 000 31, 5%YPFB TR PPF 6.000 2,0%YPFB TR OCC 0 0,0%

YPFB LOG OCOLP I 12.000 99,0%YPFB LOG OCSZ 1 4.000 72,0%

YPFB LOG OCS 4.400 68,0%

YPFB LOG PSP 3.000 37,0%

YPFB LOG PCPV 2.000 65,0%

YPFB LOG PVT 1.500 93,0%

YPFB LOG OCOLP II 0 0,0%

Capacidad de transporte delíquidos (BPD):


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Gráfico Nº 1.9Sistema de Transporte de Hidrocarburos Líquidos – Empresas Transportadoras

Durante la gestión 2010 en el transporte de gas natural, YPFB Transporte registró un incrementorespecto al 2009 del 18% en el mercado interno, debido a una demanda termoeléctrica mayor ala esperada y del 23% en el mercado de exportación, debido al incremento de la demanda deBrasil a través del GSA y por pruebas en la Planta de Absorción de Río Grande a fin de optimizarla producción de GLP durante el primer trimestre.

GTB para el mismo periodo registró un incremento del 13%, debido a la recuperación económicay a una mayor generación termoeléctrica por parte de Brasil.

En hidrocarburos líquidos, YPFB Transporte registró en 2010 un incremento respecto a 2009 del2% en el mercado interno, causado por el incremento de hidrocarburos líquidos asociados a laproducción de gas natural y un decremento del 6% en el mercado de exportación, comoresultado del crudo liviano procesado en refinerías que generó menor cantidad de excedentes.

YPFB Logística para el mismo periodo registró un descenso de volúmenes transportados decombustibles líquidos de 0,1%.

1.5 REFINACIÓN

YPFB Refinación S.A. administra y opera las dos refinerías más grandes de Bolivia, la RefineríaGualberto Villarroel (RCBA) y Guillermo Elder Bell (RSCZ), ambas refinerías tienen unacapacidad de procesamiento de 43,600 BPD, lo cual equivale a casi la totalidad de la producciónactual de crudo de Bolivia.

La Refinería Gualberto Villarroel está instalada en la ciudad de Cochabamba y ubicada en la Avenida Petrolera, Kilómetro 6 de la carretera antigua a Santa Cruz. Desde 1979, cuenta con


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una capacidad de procesamiento de 27.500 barriles por día en la Unidad de Carburantes,actualmente esta Refinería produce:

Gas licuado de petróleo. Gasolina especial.

Gasolina de aviación. Jef fuel. Kerosene. Diesel oíl. Aceites y grasas automotrices e industriales. Cemento asfáltico. Solventes y otros.

La producción de lubricantes y grasas con la marca YPFB es realizada en la Planta deLubricantes de la Refinería Gualberto Villarroel y son comercializados por YPFB Refinación S.A.,logrando cumplir con el abastecimiento de más del 60% de la demanda del país de lubricantesterminados.

La Refinería Guillermo Elder Bell está ubicada a 12 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de laSierra, cuenta con dos unidades operacionales de destilación: la primera de 15.000 barriles pordía y la segunda de 5.000 barriles por día. Por otro lado, tiene dos Unidades de Reformacióncatalítica, cada una con capacidad nominal de 3.200 barriles por día.

La primera de ellas fue puesta en servicio en mayo de 1978 y la segunda en diciembre de 1998,de las mismas se obtiene gasolina reformada de alto octanaje, los principales productoselaborados por la Refinería son:

Gasolina especial. Gasolina Premium. Diesel oíl. Jet fuel. Crudo reducido. Gas licuado de petróleo. Kerosene, entre otros.

La Refinería Guillermo Elder Bell está certificada bajo normas ISO 9001:2008 de Calidad; ISO1401:2004 de Medio Ambiente y OHSAS 18001:2007 de Seguridad, Medio Ambiente y SaludOcupacional; cuenta con la acreditación de su laboratorio bajo la norma ISO/IEC: 17025:2005Requerimientos generales para la competencia de laboratorios de prueba y calibración.

La Capacidad Instalada de las refinerías vigentes en las gestiones 2009 y 2010, son lassiguientes:

- Refinería Gualberto Villarroel (RCBA)Unidad de Crudo UDC: 25.300 BPD


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- Refinería Guillermo Elder Bell (RSCZ) A-301: 16.500 BPD A-300: 3.000 BPD A-300: 3.000 BPD (*)

Nota (*) La unidad de crudo A-300 fue adecuada y se prevé su operación con una carga de 3.000 BPD, pero estásujeta a la disponibilidad de materia prima (Crudo).

El crudo recibido en las plantas de YPFB Refinación presentó un promedio de 58,5 grados API,por lo que en el proceso de destilación se han obtenido los siguientes productos:

Cuadro Nº 1.10Productos Obtenidos por Refinería

Productos Refinería GualbertoVillarroelRefinería Guillermo

Elder BellCarga Crudo 58,5°API 25.300 BPD 19.500 BPD

GLP 1.948 BPD 604 BPDButano 370 BPDGasolina especial 8.743 BPD 6.422 BPD

Jet – Kerosene – Diesel (*) 8.033 BPD 6.738 BPDJet Fuel – Kerosene (*) 2.201 BPD

Jet Fuel (*) 2.013 BPDRecon 4.889 BPD 4.018 BPD

Gasolina Premium 94 BPD Aceites Bases 419 BPD

Av Gas 126 BPDFuente: YPFB Refinación S.A.Nota: (*) Las líneas Jet-Kerosene-Diesel y la línea Jet Fuel así como Jet Fuel-Kerosene no pueden ser sumadas. El primer caso muestra la capacidad total deproducción de destilados intermedios y el segundo la capacidad de producciónsolamente de Jet Fuel debido a los percoladores que se disponen.

El factor de utilización de la capacidad instalada de las refinerías, que está en función de lacapacidad de carga de crudo (Carga procesada / Capacidad instalada), es la siguiente:


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Cuadro Nº 1.11Factor de Utilización por Refinería

Fuente: YPFB Refinación S.A.Notas: (*) Valor estimado. (**) El Factor de Utilización alcanzó este nivel debido a que en los meses de bajas temperaturasy, si la calidad y disponibilidad del crudo lo permite, es posible incrementar la carga de la unidad de crudo a más de los16.500 BPD nominales, ya que el sistema de enfriamiento de cabeza no se encuentra tan limitado en esta temporada.

Se ha definido un periodo de análisis comprendido entre enero de 2009 y junio de 2010,conformando una gestión y media, en la que se ha observado el comportamiento de losdiferentes productos obtenidos de la destilación de los volúmenes de crudo que han ingresado a

la planta para su procesamiento.En el periodo de enero 2009 a junio 2010, la empresa YPFB Refinación S.A. procesó en susplantas los volúmenes de crudo disponibles, como se puede observar en gráfico que másadelante se muestra, la carga procesada entre enero de 2009 y junio de 2010 ha experimentadoun incremento del 13%. Cabe señalar que en este periodo, la RCBA ha incrementado su cargaen 1% y la RSCZ en 35%. Sin embargo, en comparación a junio de 2009, la carga de crudo enYPFB Refinación se ha incrementado en apenas 1%, la RCBA muestra una caída del 3% y laRSCZ un crecimiento del 7%.

En el último semestre, la carga procesada se ha incrementado en 26%, lo que representa 8.817BPD adicionales. Este crecimiento se apoya en el significativo aumento en la carga en la RSCZde 7.803 BPD que representan 83% de volumen adicional entre enero y junio de 2010, a un ritmopromedio del 27% mensual. En este semestre resalta el mes de mayo con el nivel más bajo deproducción.

Refinería A Diciembre de2009 A Junio de 2010Prevista a

Diciembre 2010 (*)Gualberto Villarroel 98,79 % 98,58 % 100 %Guillermo Elder Bell

A-301 64,58 % 104 % (**) 100 % A-300 0 % 0 % 0 %


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Gráfico Nº 1.10

Producción diesel oíl

La producción de diesel oíl decreció en alrededor del 7%, en relación a junio de la gestión

anterior, debido a las reducciones de carga en algunos meses, producto de la baja disponibilidadde crudo. La menor producción se registró en el mes de febrero de 2010 con 40.388 m 3 y lamayor producción se registra en julio de 2009 con 57.732 m3.

En el primer semestre de 2010, la producción de diesel Oil ha mostrado un sostenido incremento,exceptuando el mes de mayo, con una tasa promedio de 4,6%. Para junio se registró unincremento del 25% que representan 10.285 m 3 adicionales en relación a enero.

Este nivel supera en poco más de 4.000 m 3 al crecimiento alcanzado en el primer semestre de2009, cabe señalar que en el primer semestre de 2009 el crecimiento de la producción registróun incremento del 13%. Por su parte, la RBCA aumentó su producción en 12% y la RSCZ elevósignificativamente su producción en 60% con 6.962 m3 adicionales. A continuación se muestra laevolución de producción de diesel oíl hasta junio 2010.


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Gráfico Nº 1.12

Producción de GLP

La producción de GLP, en el período de análisis, muestra un crecimiento del 1% entre junio de2009 y junio de 2010 y un incremento del 16% entre enero de 2009 y junio de 2010. Asimismo,se alcanzó el record de producción con 14.194 m 3 en agosto 2009. Por otra parte, cabe destacarel importante crecimiento de la producción en la RSCZ, primero del 25% entre junio de 2009 y

junio de 2010 y del 71% en relación a enero de 2009, a un ritmo promedio del 3,2% mensual.

Entre enero y junio de 2010, la producción de GLP se ha incrementado en 15%, lo que significa1.694 m3 adicionales, de los cuales, la RSCZ ha producido 1.044 m 3. Este último representa uncrecimiento semestral del 51%, con una tasa promedio mensual de crecimiento del 8,5%. Sinembargo, el mes de mayo presenta un abrupto descenso a 8.248 m 3, causado por la caída en la

RSCZ.


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Gráfico Nº 1.13

YPFB Refinación S.A. - Producción de GLP - m³/mes

0

4.000

8.000

12.000

16.000

Ene-09 Feb-09 Mar-09 Abr-09 May-09 Jun-09 Jul-09 Ago-09 Sep-09 Oct-09 Nov-09 Dic-09 Ene-10 Feb-10 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10

,

Producción jet fuel

La producción de Jet Fuel también registró picos máximos de producción durante el períodoenero 2009 a junio 2010. En agosto de 2009 se alcanzó una producción de 17.346 m 3, donde laRefinería de Santa Cruz registró un máximo de 10.713 m3.

El segundo pico de producción se logró en marzo de 2010, donde la producción alcanzó los18.090 m3, en esta ocasión la Refinería Gualberto Villarroel alcanzo su máxima producción con9.776 m3.

En el periodo de análisis se destaca un crecimiento en 8% entre enero 2009 y junio de 2010 y unincremento del 22% entre junio de 2009 y junio de 2010 en la producción total de jet fuel, esteúltimo periodo acompañado de incrementos relativos similares en ambas refinerías. En el últimosemestre la producción de jet fuel se ha incrementado en 12% correspondiendo a 1.547 m 3 adicionales. Se observa una caída del 22% en la RCBA y un significativo incremento en la RSCZdel 70%, este último a un ritmo de crecimiento medio mensual del 11,2%.


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Gráfico Nº 1.14

Cabe señalar que YPFB Refinación ha llevado a cabo un paro programado entre el 18 de mayo y4 de junio de 2010 en el A301 la unidad de crudo de la Refinería Guillermo Elder Bell, noobstante que su paro ha sido programado con meses de anterioridad y se ha puesto en stock losvolúmenes correspondientes de los productos, las drásticas reducciones en la producción dealgunos productos en la RSCZ para el mes de mayo de 2010, obedecen a este paro.

Comercialización diesel oíl

La comercialización de Diesel Oil muestra su pico más alto en mayo de 2009 con 53.333 m 3 y elpunto más bajo en febrero de 2010 con 32.008 m 3. En el periodo comprendido entre enero de2009 y junio de 2010, se puede observar que en el primer semestre de 2009, la entrega para laventa de diesel oíl crece en 23%. En comparación, el primer semestre de 2010 las ventas de

diesel oíl registran un crecimiento en 30%, lo que se traduce en 11.196 m3

adicionales. Asimismo, se puede observar que los niveles de venta de diesel oíl en los meses de abril, mayoy junio de 2010 retoman los niveles alcanzados en el mismo periodo del año 2009.


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Gráfico Nº 1.15

Comercialización gasolina especial

La comercialización de gasolina especial registra su valor máximo en el mes de julio de 2009,con 74.888 m3. Las ventas desde el mes de enero 2010 retoman la tendencia ascendente y seespera alcanzar niveles máximos en los próximos meses con valores semejantes a losregistrados en la gestión 2009.

El ritmo de ventas de la gasolina especial en el último semestre alcanza a una tasa promedio

mensual de 4,1%, lo que ha permitido incrementar las ventas en 22%, lo que significa unvolumen adicional de 12.856 m3.


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Gráfico Nº 1.16

Comercialización GLP y butano

La comercialización de GLP y butano registran un comportamiento cíclico en el periodo deanálisis, alcanzando valores máximos en julio y agosto de 2009, con 16.043 m 3 y 15.781 m3 respectivamente. El punto más bajo se registra en el mes de mayo de 2010 con una entrega de10.204 m3. Sin embargo, entre enero y junio de 2010, se observa un crecimiento en 23%, conuna tasa promedio mensual de 4,2%. Las diferencias absolutas muestran que en relación alcrecimiento del primer semestre de 2009, el crecimiento del primer semestre de 2010 ha sidosuperior en 2.816 m3.


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Gráfico Nº 1.17

Comercialización jet fuel

La comercialización de Jet Fuel está sujeta directamente a la demanda de mercado, tal como seaprecia en los datos que se presentan en el cuadro que sigue. Se puede observar que sepresentan ciclos con picos en agosto de 2009 y enero de 2010, siendo éste último el record con16.412 m3. En el primer semestre de 2010 se observa un comportamiento contrario al primersemestre de 2009. Mientras que entre enero y junio de 2009 el volumen para la venta creció en12% que se tradujo en 1.360 m 3 de Jet Fuel, entre enero y junio de 2010 se experimentadecrecimiento en 28% del volumen entregado para la venta, a una velocidad promedio mensualdel 6,4%.


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Gráfico Nº 1.18

1.6 ALMACENAJE

Debido al impacto de la seguridad energética en la estabilidad de la economía nacional, dentrode diversos Planes, Estrategias, Leyes y Políticas desarrollados se menciona explícitamente lanecesidad de garantizar la continuidad de los servicios de abastecimiento de combustibleslíquidos a lo largo de la cadena de los hidrocarburos y en almacenaje, entre los cuales se puedemencionar:

- Constitución Política del Estado- Ley de Hidrocarburos N° 3058- Plan Nacional de Desarrollo- Estrategia Boliviana de Hidrocarburos- Reglamento para la Construcción y Operación de Terminales de Almacenaje de

Combustibles Líquidos- Reglamento de Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de combustibles

de aviación

Seguridad Energética Actual

Adicionalmente a la capacidad de almacenaje, se debe considerar el periodo de seguridadenergética en días, que se determina a partir de la capacidad instalada en cada Planta y el


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despacho promedio diario para el año 2010, que permite evaluar el tiempo que la capacidadinstalada garantiza el abastecimiento de cada producto a la población de influencia, a través dela disponibilidad de espacio para generar un stock de seguridad.

El Cuadro de período de seguridad energética, muestra un resumen del periodo de seguridadenergética (días) para DO, GE y GLP de acuerdo a la capacidad actual de almacenaje y elpromedio de la demanda diaria en las diferentes plantas de almacenaje a cargo de YPFBLogística y a los valores de demanda por plazas. El caso de la capacidad de almacenaje de GLPtiene una particularidad debido a que en algunas Plantas se cuenta con capacidad instaladatanto de YPFB Logística como de YPFB Casa Matriz, en este sentido el periodo de seguridadenergética debe ser calculado considerando la capacidad combinada de almacenaje de Logísticay Comercial para reflejar adecuadamente la seguridad energética. En el Cuadro de período deseguridad energética se ha incluido la capacidad conjunta de ambas empresa para el caso deGLP.

Como se puede observar en este cuadro resumen, en el caso del diesel oíl, en algunas de estasplantas como Villamontes, Camiri, Puerto Villarroel, Riberalta y Trinidad, existe la capacidad

suficiente para cubrir el despacho local por encima de los 30 días, sin embargo se debeconsiderar el crecimiento anual de la demanda y el hecho de que estos tanques son empleadosen ciertas locaciones como Plantas cabeceras o intermedias de bombeo y recepción porpoliductos, por lo que la capacidad de almacenaje debe contemplar la capacidad de recepción ybombeo de los diferentes lotes (DO, GE y GLP) durante un periodo de tiempo adecuado, demanera de no sobredimensionar la capacidad de los tanques.

Por otro lado se puede observar que existen plantas con un periodo de seguridad energética de12 y 14 días como son las plantas del eje troncal, Santa Cruz (Palmasola) y La Paz (Senkata),cuya cobertura no cumple con los lineamientos de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos,debido a que no se cuenta con la infraestructura necesaria para garantizar un periodo deseguridad energética de 30 días, por lo que es necesaria la ampliación de la capacidad dealmacenaje tomando las consideraciones del párrafo anterior.

Cuadro Nº 1.12Periodo de Seguridad Energética DO, GE y GLP por Áreas

Área Planta ProductoDespacho

Promedio 2010(m3 /día)

CapacidadAlmacenaje

Existente Dic-10(m3)

SeguridadEnergética Dic-10

(Días)

Área Tarija

TarijaDO 99,4 1.992,9 20GE 70,3 1.243,3 18

GLP 70,2 609,0 9

TupizaDO 35,9 436,3 12GE 14,3 586,5 41

GLP - - -

VillamontesDO 24,4 3.515,7 144GE 15,9 3.249,3 205

GLP 7,3 856,3 118

Área Sur Monteagudo DO 9,9 206,6 21GE 5,6 107,1 19


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En las ciudades del eje troncal, La Paz, Cochabamba y Santa Cruz, las cuales concentran losmayores centros urbanos y de actividad productiva, por ende el mayor consumo de combustibleslíquidos, el stock de seguridad para GE asciende a 13, 10 y 12 días respectivamente, por lo quese hace evidente la necesidad de incrementar la capacidad de almacenaje en estas plantas demanera de contar con un periodo de seguridad energética de 30 días.

En el caso del GLP, en las Plantas de Almacenaje de YPFB Logística donde tienen instaladascapacidades de almacenaje para GLP, se cuentan con periodos de seguridad energéticamayores a los 7 días considerando la demanda promedio y la capacidad conjunta de YPFBLogística y YPFB Casa Matriz, sin embargo esta capacidad solo contempla las demandaslocales de cada Planta y no así las capacidades necesarias para transporte.

La Planta Santa Cruz está ubicada en los predios de la Refinería Guillermo Elder Bell, la cualproduce diesel oíl, gasolina especial y GLP, en el caso de diesel oíl y gasolina especial, elproducto es almacenado y despachado a través de la planta y bombeado a Camiri a través delPoliducto OCSZ-1.

La única Planta que cumple con un periodo de seguridad energética mayor a 30 días es la deCamiri para diesel oíl y gasolina, San José de Chiquitos cumple con un periodo de seguridadmayor a los 7 días, sin embargo la Planta de Santa Cruz no cumple con el periodo de seguridadenergética de 30 días, por lo que además de considerar la ampliación de la capacidad dealmacenaje en Planta Santa Cruz, se puede desconcentrar las operaciones y el despacho a lasprovincias del Norte del Departamento de Santa Cruz.

Las actividades de almacenaje de hidrocarburos líquidos se desarrollan a nivel nacionalprincipalmente por 3 empresas: YPFB Logística, YPFB Aviación y YPFB Casa Matriz.

En lo que se refiere a YPFB Logística S.A. cuenta en la actualidad con 16 Plantas de Almacenajea nivel nacional, estas Plantas se concentran en 5 grandes áreas, las cuales son:

a) Área Occidente : Ciudades de La Paz, El Alto y Oruro, comprende:

- Planta Oruro.- Planta Senkata.

b) Área Centro : Ciudades de Cochabamba, Trinidad, Riberalta y Puerto Villarroel,comprende:

- Planta Cochabamba.- Planta Puerto Villarroel.- Planta Trinidad.- Planta Riberalta.- Planta Villa Tunari (Fuera de Operación).

c) Área Oriente : Ciudades de Santa Cruz, Camiri y San José de Chiquitos, comprende:

- Planta Santa Cruz (Palmasola).


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- Planta Camiri.- Planta San José de Chiquitos.

d) Área Sur : Ciudades de Potosí, Sucre, Uyuni y Monteagudo, comprende:

- Planta Potosí- Planta Sucre (Qhora Qhora)- Planta Uyuni- Planta Monteagudo

e) Área Tarija : Ciudades de Tarija, Villamontes y Tupiza, comprende:

- Planta Villamontes.- Planta Tarija.- Planta Tupiza.

En el siguiente cuadro se muestra la capacidad de almacenaje total por producto de las 16Plantas operadas por YPFB Logística en la actualidad.

Cuadro Nº 1.13Capacidad de Almacenaje DO, GE y GLP

Planta Total DieselOíl (m3)Total GasolinaEspecial (m 3)

Total GLP(m3)

Camiri 3.786,4 3.622,1 1.130,5Cochabamba 16.359,3 3.500,5 2.429,8Monteagudo 206,6 107,1 -Oruro 6.199,1 1.787,6 404,9Puerto Villarroel 3.589,1 1.938,3 -Potosí 2.915,9 2.055,5 260,2

Riberalta 1.485,7 456,3 -San Jose 1.262,1 393,0 -Senkata 8.212,3 11.084,6 2.205,2Santa Cruz 15.435,5 9.329,9 541,0Sucre 2.822,9 1.385,0 717,0Tarija 1.992,9 1.243,3 348,8Trinidad 2.215,2 1.169,0 -Tupiza 436,3 586,5 -Uyuni 462,5 276,4 -Villamontes 3.515,7 3.249,3 280,5Total 70.897,5 42.184,4 8.317,9

Total Nacional 121.399,8Fuente: Elaboración propia.

En el Cuadro anterior se puede ver que la capacidad neta de almacenaje para diesel oíl de YPFBLogística S.A. para el año 2010 asciende a 70.897,5 m 3, concentrada principalmente en el ÁreaCentro con 23.649,3 m3 y Área Oriente con 20.484,0 m3, debido a la presencia de las RefineríasGualberto Villarroel en Cochabamba con 16.359,3 m3 y la Refinería Guillermo Elder Bell enSanta Cruz con 15.435,5 m 3 de capacidad de almacenaje, ciudades que concentran una


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importante actividad agropecuaria, que en el caso de Santa Cruz se ha convertido en un aportepara el crecimiento económico que ha experimentado esta ciudad en los últimos años, actividadque hace uso de diesel oíl como combustible para el funcionamiento de maquinaria y equiposcomplementarios.

La capacidad de almacenaje para gasolina especial de YPFB Logística S.A. asciende a 42.184,4m3, concentrada en el Área Occidente con 12.872,2 m 3 y Área Oriente con 13.345,0 m3, cuyoprincipal aporte viene dado por Plantas Senkata con 11.084,6 m 3 y Santa Cruz con 8.681,9 m 3.

En el caso del gas licuado de petróleo es importante mencionar que no todas las Plantas yEstaciones de YPFB Logística S.A. cuentan con capacidad de almacenaje, solamente 9instalaciones cuentan con tanques esféricos y cilíndricos horizontales, con una capacidad dealmacenaje de 8.317,9 m 3, de las cuales el Área Occidente concentra 2.610,1 m 3 y el ÁreaCentro con 2.429,8 m3, cuyo principal aporte viene dado por Plantas Senkata con 2.205,2 m 3 enel caso de occidente y Cochabamba con casi la totalidad de la capacidad instalada en el Centrocon 2.429,8 m3.

En las figuras que a continuación se presentan, se pueden observar las capacidades netas dealmacenaje para diesel oíl y gasolina especial por cada Planta operada por YPFB Logística parael año 2010 expresada en m 3.

Gráfico N° 1.19Capacidad Neta de Almacenaje de Diesel Oil en Plantas de YPFB Logística (m 3)

Capacidad Almacenaje DO 2010 (m3)

Fuente: Elaboración propia YPFB Logística S.A.


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Gráfico N° 1.20Capacidad Neta de Almacenaje de Gasolina Especial en Plantas de YPFB Logística (m 3)

Capacidad Almacenaje GE 2010 (m3)

Fuente: Elaboración propia YPFB Logística S.A.

En lo que se refiere a las plantas que son operadas por YPFB Casa Matriz , ésta cuenta en laactualidad con 6 Plantas de Almacenaje a nivel nacional, estas Plantas se encuentran todasubicadas en zonas fronterizas de nuestro país:

a) Distrito Tarija.

- Planta Yacuiba.- Planta Bermejo.

b) Distrito Oriente.

- Planta Puerto Suarez.

c) Distrito Potosí.

- Planta Villazon.d) Distrito Amazónico.

- Planta Cobija.- Planta Guayaramerín.

La capacidad de almacenaje total por cada una de estas plantas y por producto puedeobservarse en el siguiente cuadro.


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Cuadro N o 1.14Capacidad de Almacenaje por Planta y Producto en Metros Cúbicos

Planta AVGAS DO GE GLP JFUEL TotalGeneral Bermejo 514,3 381,5 49,7 945,6Cobija 12,6 436,7 496,1 145,5 1,091,0Guayaramerin 1,285,3 1,152,9 100,2 513,5 3,051,9Puerto suarez 336,7 336,7 500,9 1,174,1Villazon 499,4 119,0 36,4 654,9Yacuiba 395,2 514,2 72,8 982,2Total General 12,6 3,467,6 3,000,4 259,1 1,159,8 7,899,6


Del cuadro anterior se puede extraer que la capacidad neta de almacenaje de YPFB casa Matriz,para el año 2010 asciende a 3.467,6 m 3 para diesel oíl, 3.000,4 m3 para gasolina especial, 12.6m3 de gasolina de aviación y 1.159,8 m 3 para jet fuel.

En el caso del GLP es importante mencionar que no todas las Plantas de Frontera cuentan concapacidad de almacenaje, solamente 4 instalaciones cuentan con tanques esféricos horizontales,que en general cuentan con una capacidad de almacenaje de 259,1 m 3.

Por su parte YPFB Aviación, tiene a su cargo el monopolio de la venta de Jet Fuel y AV Gas enlos aeropuertos de todo el territorio nacional y mantiene operaciones en 12 plantas ubicadas enlas ciudades de La Paz, Cochabamba, Sucre, Tarija, Yacuiba, Santa Cruz (Trompillo y Viru Viru),Puerto Suárez, Trinidad, Riberalta, Guayaramerín y Cobija.

En el siguiente cuadro se puede observar la capacidad total actual para el Jet Fuel de 4,812 m 3,en todas las plantas que se encuentran a cargo de YPFB Aviación.

Cuadro 1.15Capacidad Actual de Jet Fuel

Planta m 3

Viru Viru 2,714.01Trompillo 80.90El Alto 103.00Cochabamba 1,456.10Trinidad 82.60Sucre 105.00Tarija 110.50Cobija -Riberalta 37.40Guayaramerín 42.22P. Suarez 39.05Yacuiba 41.45

Total 4,812.23Fuente: Elaboración propia.


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La mayoría de las capacidades de las plantas de almacenaje tanto para Gasolina Especial,Diesel Oil GLP y combustibles de aviación necesitan ser ampliadas.

De igual manera, es importante indicar que la mayoría de las plantas necesitan ser adecuadas,de acuerdo a normas técnicas establecidas en cada uno de los reglamentos correspondientes,

ya que muchas de éstas no cuentan aún con las Licencias de Operación de sus Terminales de Almacenaje.Respecto a las plantas de YPFB Casa Matriz, en el siguiente cuadro se muestra un resumen delperiodo de seguridad energética (días) para cada producto de acuerdo a la capacidad actual dealmacenaje y el promedio de despachos diarios en las diferentes plantas de almacenaje.

Cuadro N o 1.16Periodo de Seguridad Energética por Planta y Producto

DATOS AVGAS DO GE GLP JFUELCAP. ALMACENAJE (M ) - 514.36 381.51 49.70 -PROM. DESPACHOS DIA (M ) - 30.00 11.00 9.63 -D AS DE SEGURIDAD 17 35 4CAP. ALMACENAJE (M ) 12.62 436.68 496.15 - 145.54PROM. DESPACHOS DIA (M ) 6.56 34.87 35.00 - 75.68DÍAS DE SEGURIDAD 2 13 14 2CAP. ALMACENAJE (M ) - 1,285.28 1,152.86 100.20 513.52PROM. DESPACHOS DIA (M ) - 35.00 30.00 22.00 141.22DÍAS DE SEGURIDAD 37 38 4 4CAP. ALMACENAJE (M ) - 336.68 336.68 - 500.79PROM. DESPACHOS DIA (M ) - 35.00 25.00 - 470.00DÍAS DE SEGURIDAD 10 13 1CAP. ALMACENAJE (M ) - 499.44 119.01 36.42 -PROM. DESPACHOS DIA (M ) - 20.00 10.00 15.00 -D AS DE SEGURIDAD 25 12 2

CAP. ALMACENAJE (M ) - 395.20 514.20 72.75 -PROM. DESPACHOS DIA (M ) - 115.00 40.00 27.00 -DÍAS DE SEGURIDAD 3 13 2

Como se puede observar en el cuadro anterior, en lo que respecta al Diesel Oil y la GasolinaEspecial, todas la plantas se encuentran por encima de los 7 días de seguridad energética queestablece la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos para las ciudades intermedias, con excepciónde la capacidad de Diesel Oil en la Planta de Almacenaje de Yacuiba. Al respecto, es importanteaclarar que en Yacuiba se cuenta con el Servicio de la Planta ALCASA, que cuenta con lacapacidad suficiente para garantizar los 7 días de seguridad energética para el abastecimientode esta zona comercial, y a su vez con una capacidad adicional para los envíos del Diesel Oilque se importa por el sur del país, y que tiene como destino final de consumo la ciudad de SantaCruz.

Con referencia al GLP, no todas la plantas cuentan con almacenaje para GLP, y si bien losmárgenes de Seguridad Energética para este producto son menores, estos serán consideradosdentro un programa de adecuación de Plantas de Engarrafado a nivel nacional.


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En lo que se refiere a Gasolina de Aviación y Jet Fuel, la capacidad de almacenaje que semuestra es adicional a la que YPFB Aviación tiene en sus Plantas.

Actualmente, las Plantas de Frontera operadas por YPFB Casa Matriz se encuentrandesarrollando un programa de adecuación de sus instalaciones a efectos de cumplir con el

Reglamento para la Construcción y Operación de Terminales de Almacenaje deCom bus tibles Líqui dos .

Para el caso de YPFB Aviación cabe señalar que si bien las operaciones se desarrollanaplicando los más altos estándares de seguridad y calidad, a la fecha, ninguna planta cuenta conla licencia de operación expendida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos debido a que lasinstalaciones no cumplen los requisitos técnicos del Reglamento para Construcción y Operaciónde Estaciones de Servicio en Aeropuertos, que establece las normas y requerimientos mínimosde construcción de plantas de almacenaje, equipos de suministro a aeronaves en aeropuertos,así como los volúmenes mínimos de almacenaje para cubrir la demanda nacional e internacionalde combustible de aviación por al menos 10 días.

Existen aeroplantas que presentan deficiencias técnicas, a continuación se presentan las másrelevantes:

- La Aeroplanta del Aeropuerto de El Alto: tiene más de 35 años de uso y su diseño yconstrucción fue realizada tomando en cuenta normas y estándares vigentes para laépoca y considerando una capacidad de almacenamiento de Jet Fuel reducida. Eldiseño incluye un sistema de Pits que conecta la planta con plataforma y que porrazones de seguridad han sido clausurados.

En la actualidad, la capacidad de almacenamiento de Jet Fuel es de 90.000 litros,

mientras que el promedio de ventas diario asciende a 94.000 litros. Para suplir estedéficit, se realiza a diario el transporte de combustible desde la planta de Senkata,donde YPFB Aviación alquila un tanque dedicado, y se realizan varias recepcionespor día para mantener la operación vigente. Este sistema de aprovisionamiento esmuy sensible y extremadamente frágil tomando en cuenta que, una sola venta extra,provoca serios inconvenientes.

- Aeroplanta Trinidad: Los muros de contención presentan rajaduras y fisuras que lohacen permeable, por lo que no cumplen su función de retención de derrames,situación que expone a diario la posibilidad de generar impactos ambientalesnegativos.

- Aeroplanta Guayaramerín: El aeropuerto Ernesto Roca Barbilla, no cuenta con unaPlanta que permita el suministro de combustible de aviación. Por lo que actualmentese requiere que los equipos de suministro hagan un recorrido de 13 Km. atravesandozonas urbanas, escolares y de comercio y por un camino que no reúne lascondiciones de transitabilidad para el tipo de equipos que se utilizan para abasteceraeronaves. En estas condiciones, se generan peligro que pone en riesgo lacontinuidad operativa, el medio ambiente y la seguridad de la comunidad.


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- En Yacuiba y Cobija, a pesar de que se brinda el servicio, solamente se tieneninstalaciones temporales (fuera de norma) que de no ser por las medidas deseguridad adicionales que se implementan, serían de alto riesgo

A la fecha se tiene una flota de 26 Unidades Abastecedoras distribuidas a nivel nacional de lasiguiente manera:

Cuadro Nº 1.17Distribución de Unidades Abastecedoras

UBICACIÓN TOTALBYC 1CBB 4CIJ 1

GYA 2LPB 5PSZ 1RIB 1

SRE 1SRZ 2TDD 2TJA 1VVI 5

Total 26Fuente: Elaboración propia.

En 6 ciudades (Cobija, Yacuiba, Puerto Suárez, Riberalta, Sucre y Tarija) solamente se tiene unaUnidad Abastecedora, por lo que, cualquier falla, desperfecto o paro no programado, pone enriesgo la continuidad operativa.

Otro aspecto importante es el referido al estado de la flota actual ya que, de las 26 unidadesdisponibles, 14 se encuentran en buen estado, 8 en estado regular y 4 en mal estado. Cuando sehabla de estado Regular, se entiende que los equipos sufren al menos una falla al mes pordesgaste, mientras que los que se encuentran en mal estado, sufren fallas semanalmente. Conestas consideraciones, tener una flota con 46% de Unidades susceptibles a fallas, elevan elriesgo suspender las operaciones en los aeropuertos del país.


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Gráfico Nº 1.21Estado de los equipos

ESTADO DE LOS EQUIPOS

Bueno54%

Malo15%

Regular 31%

Fuente: Elaboración Propia

1.7 REDES DE GAS NATURAL

La estructura del mercado interno de gas natural está conformada por: el sector termoeléctricocon un 41% de participación del total nacional, es el mayor consumidor de gas natural, seguidode los sectores industrial con un 24%, automotriz (GNV) con 14%, doméstico con 2%, comercialcon 1%, y otros que corresponde al consumo propio de gasoductos, oleoductos, refinerías, laPlanta de Compresión J.V. Rio Grande y el gas perdido en venteo con 18%.

La participación de la actividad de distribución de gas por redes sobre el total comercializado,muestra una tendencia decreciente producto de una política que no priorizaba el desarrollo delmercado doméstico, sino que éste fuese el resultado residual después de asumir compromisoscon el mercado de exportación.


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Gráfico Nº 1.22Mercado Interno de Gas Natural por Sectores

Consumo (MMmcd) y Participación (%)

Otros (2)

1

2

2

Distribucion de Gas por redes (1)

Termoelectricas

Mercado Externo Participacion mercado internoSobre el total

Mercado Interno

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

0.311.151.54

0.471.121.35

0.651.29

1.45

0.61.37

1.8

0.761.55

1.77

0.871.76

2.18

0.942.02

2.3

1.09

2.31

2.49

1.17

2.58

2.41

1.28

3.05

3.06

1.38

3.50

3.53

35.00

30.00

25.00

20.00

15.00

10.00

5.00

M M m

c d

0.00

40.00

45.00

50.00

55.00

% d

e l M e r c a d o I n t e r n o s o b r e e l t o t a l

10%

5%

0%

15%

30%

25%

20%

35%

50%

45%

40%

55%

22%20% 20%

15% 14% 15%

34%

19%

2000 2008 2009 2010

21%

16%16%

En el mercado interno el sector termoeléctrico, fue el mayor demandante de gas naturalexperimentado un incremento de 121% en el periodo 2000-2010, hasta junio de 2010 consumió3,4 MMmcd, seguido de los sectores; Industrial con 1,7 y GNV con 1,19 MMmcd.

Por su parte, el sector doméstico presenta un crecimiento de aproximadamente 133% entre 2009y 2010 debido a que el Gobierno, a través de YPFB, se puso como objetivo central el uso ymasificación del Gas Natural a nivel nacional, dando prioridad a familias con escasos recursoseconómicos.


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Gráfico Nº 1.23Consumo de Gas Natural en el Mercado Interno por Sector (MMmcd)

Fuente: Elaboración Propia*2010 datos proyectados de junio a diciembre

Evolución histórica de usuarios

El cuadro siguiente muestra la evolución histórica del número de instalaciones realizadas porcategoría desde 1998 hasta 2010, muestra el primer punto de inflexión a partir de 2003, año enel cual YPFB inició el proceso de masificación del uso del gas natural en las ciudades de La Paz,El Alto, Oruro, Potosí y Camiri.

Cuadro N o 1.18Evolución Histórica del Número de Usuarios

Año CategoríaIndustrial GNV Comercial Domestico Total1998 848 547 4.701 6.0961999 874 15 597 6.469 7.9552000 900 20 733 9.276 10.9292001 911 23 984 12.524 14.4422002 926 32 1.179 15.065 17.2022003 960 44 1.312 39.765 42.081

2004 988 57 1.533 50.543 53.1212005 1.013 66 1.798 59.240 62.1172006 1.038 89 2.127 68.389 71.6432007 1.083 107 2.458 89.657 93.3052008 1.123 123 2.891 120.451 124.5882009 894 86 2.879 116.359 120.2182010* 912 80 2.989 123.621 127.602

Fuente: Elaboración propia con información ANH.*2010 datos proyectados de junio a diciembre


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El segundo punto de inflexión se da en el período 2009 – 2010 (año en que YPFB comenzó aoperar en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz y Chuquisaca), se observaron cambiossignificativos que se reflejan a continuación.

De acuerdo al número de usuarios de gas natural por redes, entre 1999 hasta junio de 2010, se tieneun crecimiento promedio del 52%, mostrando un incremento significativo el año 2003 (145% enrelación al año 2002), por parte de las empresas YPFB y EMTAGAS.

Cuadro N o 1.19Número de Usuarios por Empresa y Categoría (inicios 2009)

Empresa Domestico Comercial Industrial GNV TotalEMCOGAS 18.172 754 554 45 19.525EMDIGAS 9.200 172 29 4 9.405EMTAGAS 34.264 340 106 3 34.713SERGAS 7.338 739 171 56 8.304

YPFB 50.841 876 261 15 51.993COSERMO 636 10 2 0 648Total 120.451 2.891 1.123 123 124.588Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía

En la gestión 2009, YPFB se hace del control y recupera la titularidad en la distribución de gasnatural por redes en los departamentos de Santa Cruz, Chuquisaca y Cochabambarespectivamente.

Infraestructura de gasoductos

En la actualidad el único sistema existente de transporte de gas natural, para abastecimiento interno enel país, se realiza mediante gasoductos y redes primarias. De acuerdo a lo que muestra al Graficosiguiente, se cuenta con gasoductos en las principales ciudades y para exportación al Brasil, pero no seha llegado con redes a los departamentos del norte, el noreste y el occidente sur y occidente norte delpaís.


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Gráfico Nº 1.24Sistema de Transporte – Gasoductos

Existen muchas limitaciones al desarrollo de gasoductos, no obstante, la baja rentabilidad es laprincipal causa que ha hecho inviables y ha impedido desarrollar proyectos de transporte; este aspectorelacionado a los bajos consumos (de los mercados emergentes) y por ende una limitada posibilidad degenerar ingresos, no aseguran que sean proyectos viables. En general el costo del acero einfraestructura , las limitaciones geográficas de acceso y de distancia, las compensaciones por derechode vía u otros problemas ambientales que se causen, establecen amenazas al desarrollo de este tipode proyectos.

En lo que respecta a regiones alejadas del sistema de gasoductos, los gasoductos Virtuales (GNL), sehan constituido

pec 2011 directores

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