Revista Gas y Desarrollo

Transcripción

Presentación
Con el fin de reflejar el avance en el proceso de consolidación de YPFB
Corporación y la industrialización del gas natural, un equipo de trabajo
conformado por técnicos, directores, gerentes, vicepresidentes de YPFB
Casa Matriz, gerentes y presidentes de las empresas subsidiarias, concretó la edición de la primera revista técnica especializada en la cadena
productiva de los hidrocarburos.
En esta publicación encontrará información relacionada al proceso previo a la Nacionalización de los Hidrocarburos, el marco jurídico de los
contratos petroleros, ejecución de proyectos de industrialización del
gas, proyectos de exploración, desarrollo de campos, relación con las
empresas subsidiarias, las utilidades netas, renta petrolera, situación
financiera de la empresa y otros temas de interés nacional.
La presidencia ejecutiva de YPFB Corporación agradece al equipo profesional que contribuyó a la edición de esta revista bianual, que se
constituirá en un medio para transmitir y socializar los avances en la
ejecución de los diferentes proyectos que encara la primera empresa
del país, priorizando la industrialización de los hidrocarburos y uso del
gas para beneficio de las bolivianas y los bolivianos.
Muchas gracias
Lic. Carlos Villegas Quiroga
Presidente Ejecutivo a.i.
YPFB Corporación
CONTENIDO
SEGURIDAD JURÍDICA
24
petroleros en Bolivia
según la nueva CPE
8
10
Industrialización, un
imperativo constitucional
13
Grandes retos del
sector energético
17
Aún no hemos cruzado
la calle...
Las refinerías
hacia una empresa de
talla internacional
OPINIÓN
y su nuevo rol en la
cadena productiva
41
YPFB Chaco, un aporte
a la producción de gas
68
GTB, beneficios del Nuevo
Cruce Río Grande
43
YPFB Petroandina en
el sector energético
71
Gas Natural para
todos los bolivianos
45
Nuevas tecnologías en
el Subandino Sur
47
Sísmica 3D
Itaguazurenda
COMERCIALIZACIÓN Y FINANZAS
74
Generación de
mayores ingresos
78
Autoabastecimiento de
combustibles líquidos
DOWNSTREAM
SEGURIDAD JURÍDICA
27
Incentivo fiscal a las
empresas petroleras
54
DOWNSTREAM
YPFB
Contratos
Contexto político de
la Nacionalización
20
GESTIÓN
50
YPFB Logística y el
mercado interno al 2027
81
Saludable situación
financiera de YPFB
52
YPFB Refinación y su
capacidad de producción
84
Contexto de los precios
de exportación del gas
UPSTREAM
30
Bolivia en el cénit de
la producción de gas
58
La exportación de productos
con valor agregado
88
Utilidades de las
empresas subsidiarias
34
Recursos hidrocarburíferos,
una oportunidad latente
62
YPFB Transporte y el
consumo hacia el 2020
90
Gestión e inversión en
proyectos estratégicos
38
YPFB Andina, importancia
de las reservas
66
YPFB Aviación, modernización y abastecimiento
97
Beneficios de la
compensación ambiental
www.ypfb.gob.bo
Oficina Central: Calle Bueno Nro. 185
Telf.: 591-2-2176300 - 591-2-2370210
Fax: 591-2-2373375
Línea de Transparencia: 800 10 9898
Casilla Postal: 401
La Paz, Mayo 2013
de YPFB Corporación
Jefe de Unidad de
Comunicación
Ever Terán Flores
Coordinador de edición
Paola Méndez Lacio
Antonio Castaños Medrano Verónica Paz Suárez
Miguel Torrejón Oropeza
Leila Cortez Pérez
Periodistas
Paola Gonzales
Jhonny Salazar Socpaza
Marco Flores Nogales
Fotografía
José Luis Quintana
Fotos archivo YPFB
Diseño, armado
y composición de tapa
Marcelo Mamani Condo
OPINIÓN
La Industrialización
un mandato popular
NACIONALIZACIÓN. El proceso de industrialización del gas natural generará equilibrios
en el desarrollo económico de las regiones, a través de polos de desarrollo energético que
beneficiará con empleos a bolivianas y bolivianos.
OPINIÓN
Contexto político de un hito histórico
Nacionalizamos
para industrializar
ECONOMÍA. Desde el 2006, Bolivia dejó de ser el país mendigo y comenzó el proceso
de acumulación de la economía estatal que ha permitido pasar de $us 1.700 a más de
13.000 millones de Reservas Internacionales Netas que dispone al finalizar el 2012.
Ing. Fernando Vicenti Vargas
Presidente Ejecutivo
YPFB Transporte S.A.
PERFIL
Es ingeniero civil titulado en
la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno.
EXPERIENCIA
Desde 1988 hasta el presente
se desempeña como docente
titular en la UAGRM, lo que
destaca su vocación de educador de las nuevas generaciones de profesionales.
Se desempeñó como Miembro del Directorio de YPFB del
2006 al 2009.
Asumió la cartera de Ministro
de Hidrocarburos y Energía del
Estado Plurinacional de Bolivia durante la gestión 2010.
En septiembre de 2011 fue
designado Presidente de
YPFB Transporte.
8
Gas & Desarrollo
S
in duda alguna el proceso
político, económico, social
y cultural que vive Bolivia desde la asunción del
presidente Evo Morales en
enero del 2006, es el hito más importante de la historia nacional de
cuando menos el último siglo.
Este proceso se gestó, además,
en un tiempo cargado de penurias
para los bolivianos, que en las dos
décadas anteriores habíamos padecido el acelerado despojo de nuestras riquezas y particularmente de
nuestros recursos naturales - renovables y no renovables - consumado por gobiernos de corte neoliberal
que, alternándose en el control del
poder político con base en deleznables pactos de gobernabilidad, compitieron afanosamente en la disputa
del galardón del entreguismo.
Esos gobiernos ejecutaron con
eficiencia el mandato de depredar
los fundamentos estratégicos de la
economía del Estado, propiciando la
entrega de nuestros recursos naturales, el endeudamiento externo
acelerado, oneroso y de corto plazo,
el desguazado y liquidación de sus
empresas públicas estratégicas a
título de ”capitalización”, llegando
hasta la entrega de nuestro reducido
mercado interno.
Todo ello, en nombre de un mundo globalizado en el que los países
pobres y débiles debíamos subordinarnos a los poderosos y ricos...
y aplicaron esa misma perversión a
un modelo de sociedad afín, que reproducía los mismos preceptos de
subordinación ante los poderosos.
Pero además, aplicaron políticas sistemáticas de quebrantamiento de los
valores y vínculos colectivos y comunitarios, logrando imponer un modelo de comportamiento social basado
en la cultura del individualismo y el
consumismo.
Este despojo se acentuó particularmente en un recurso tan valioso
como el gas natural, abundante en
Bolivia y estratégico en un mundo de economía glo- substancialmente las reglas de juego del sector. El
balizada y crecientemente demandante de energía, clamor popular de la Agenda de Octubre, tiene como
cuando engañosamente se inflaron nuestras reser- objetivos estratégicos la negativa a dicha exportavas para justificar su exportación por y hacia Chile, a ción del gas, la nacionalización e industrialización de
precios irrisorios y al amparo de la Ley de Hidrocar- los hidrocarburos.
buros 1689, delineada para ese despojo.
EL 1 DE MAYO DE 2006, PUNTO DE INFLEXIÓN
En el sector hidrocarburos, el desguazado de las
empresas públicas estratégicas del Estado consistió
A inicios de la gestión del presidente Evo Moraen destrozar su cadena productiva hasta entonces les, el 1 de mayo del 2006, mediante el D.S. 28701
integrada en YPFB, para entregar sus eslabones ro- ”Héroes del Chaco” de Nacionalización de los Hidrotos a empresas constituidas con dominancia socie- carburos, se abre el proceso que produce un cambio
taria de transnacionales que las operaban. Entre- drástico: el Estado recupera la propiedad, la posegaron los bienes de YPFB a ”valor libro” y redujeron sión y el control absoluto de los hidrocarburos, se
la empresa estratégica de los bolivianos a condición norma la ”migración” de los contratos petroleros
residual. YPFB, pese a los créditos que a su nombre que establece una nueva distribución de los ingrese contrataban y destinaban a otros fines, era una sos petroleros en favor del Estado, se constituye
de las empresas públicas que apuntalaba la econo- YPFB como empresa corporativa y se recupera la
mía del Estado.
propiedad mayoritaria de las principales empresas.
Dichas medidas han producido un resultado tal,
A la vez, el entreguismo se expresó en la cesión
de las reservas de gas, de los pozos productores, que a partir de ese año, el ingreso petrolero se concampos en operación y bloques exploratorios a di- virtió en el principal soporte económico del Estado
chas transnacionales ”propietarias” del gas desde y, conjuntamente otras políticas gubernamentales,
boca de pozo, que lo disponían según su mejor con- han sacado al país de la extrema pobreza en que
veniencia, mientras el Estado percibía apenas miga- estaba postrada, para convertir nuestro modelo de
jas por impuestos y regalías.
gestión estatal en referente internacional.
A partir de entonces, las empresas transnacioMediante el aporte principal del sector hidrocarnales, únicas operadoras y ”propietarias” de nues- burífero, el 2006 Bolivia dejó de ser el país mendigo
tro gas estructuraron, al amparo de la Ley de Hidro- que cada año veía peregrinar a sus ministros coleccarburos 1689, un pérfido sistema orientado a su tando limosnas en el exterior para solventar el gasto de un improductivo aparato
exportación, cuya consumación
hubiese generado probablemenburocrático estatal, y comienza
el proceso de acumulación de
te el colapso de nuestro país enla economía estatal que ha pertonces endeudado hasta límites
Con la Nacionalización
mitido pasar de 1.700 a más de
insostenibles, sumergido en la
el Estado recupera
13.000 millones de dólares de
pobreza extrema, el desempleo
Reservas Internacionales Netas
y con su esperanza secuestrada.
(RIN) que dispone al finalizar el
El objetivo de esta política era
posesión y control
2012, cifra tan inédita como inconsolidar a Bolivia únicamente
sospechada en nuestra historia.
como proveedor continuo y seguabsoluto de los
ro de gas natural barato para su
No exento de tropiezos,
hidrocarburos.
consumo en otros países, cerranparticularmente el año 2009
do así las puertas a su industriacuando estalla un escándalo de
corrupción al interior de YPFB
lización en Bolivia, debido a una
supuesta incapacidad que los bolivianos lo pudiése- que el propio gobierno, en también inédita actitud
mos hacer por nosotros mismos. Tiempos de gran extirpa acusando sin contemplaciones a sus resbonanza para las transnacionales, mientras el Esta- ponsables, el proceso ha venido avanzando a ritmo
do se debilitaba hasta el límite de su disgregación.
acelerado.
Pero es ahí, en esas condiciones de pobreza exAsí se logra ampliar el mercado de exportación
trema, cuando emerge la resistencia popular que, a Argentina, en condiciones altamente ventajosas
tras arduos meses de lucha en defensa de la patria, y por volúmenes que llegarán a los 27,7 millones
genera la renuncia y fuga del mayor exponente del de metros cúbicos día (MMmcd), que sumado a los
entreguismo: el entonces presidente Gonzalo Sán- 30,5 MMmcd de la exportación a Brasil, convierte a
chez de Lozada. Esa vigorosa lucha abre un espacio YPFB Corporación en la empresa líder del Cono Sur
para la reversión de la política imperante e impone en exportación de gas natural, a precios que casi
la nueva Ley de Hidrocarburos 3058 que modifica triplican al del mercado internacional.
propiedad,
Gas & Desarrollo
9
OPINIÓN
Industrialización
Un imperativo
constitucional
PETROQUÍMICA. El proceso de industrialización del gas natural tiende a generar
equilibrios en el desarrollo del territorio nacional, constituyendo complejos petroquímicos, de manera que estas inversiones se complementen entre sí.
Lic. Javier Fernández Vargas
Gerente Nacional de Planificación,
Inversiones y Estudios
YPFB Corporación
PERFIL
Es economista titulado en la
Universidad Mayor de San
Andrés, con especialidad en
Formulación y Evaluación en
Proyectos de Inversión, con
grado de Magister en Relaciones Económicas Internacionales y candidato al Doctorado (PHD) en Ciencias del
Desarrollo.
EXPERIENCIA
Fue Viceministro de Inversión
Pública y Financiamiento Externo y se desempeñó en el
cargo de Director en diferentes instituciones del sector
público, en Organizaciones
No Gubernamentales y organizaciones de base.
Además, fue docente universitario en universidades públicas y privadas.
10 Gas & Desarrollo
H
istoriadores económicos
focalizan la gestación y el
desarrollo de la Primera
Revolución Industrial entre 1750 y 1850, es decir,
las transformaciones técnicas se generaron a lo largo de estos cien años.
Esta Revolución se expresó en
lo económico en la creación y utilización de nuevos tipos de bienes de
capital, aplicación de nuevas fuentes
de energía a las tareas productivas y,
en general por el desarrollo y la aplicación de técnicas y principios científicos al proceso productivo. También
se gestó una importante Revolución
Social. Estas transformaciones sociales y tecnológicas incrementaron
de manera significativa la productividad, la que a su vez posibilitó la
captación de un excedente cada vez
mayor, dando lugar a un acelerado
proceso de acumulación.
Algunos países del norte que entonces se rezagaron, en dicho proceso industrial, propiciaron políticas
deliberadas de industrialización, desarrollando prácticas proteccionistas frente a las entonces potencias
industriales, es el caso de Estados
Unidos, Alemania y Japón.
En el horizonte temporal de la
Primera Revolución Industrial, América Latina se hallaba inmersa en el
periodo colonial y sosteniendo la lucha emancipadora, colonialismo que
sometía a la población y expoliaba
sus abundantes recursos naturales,
las metrópolis de entonces prohibían actividades manufactureras en
las colonias, evitando la competencia a sus productos, esos son parte
de los elementos de la acumulación
originaria del capital, que sustentaban las bases para el significativo
crecimiento de la mayoría hoy países
desarrollados. Esa revolución industrial afianzó la división internacional
del trabajo que especializaba a los
países latinoamericanos como proveedores de productos primarios e
importadores de manufacturas.
En el Siglo XX, entre los años 1914 a 1945, se re- tución de importaciones, se aplicó en Latinoamérica,
gistró un periodo catastrófico para la humanidad, en el periodo 1950 – 1981, la que ha sido vilipendiacaracterizado por las dos guerras mundiales, la gran da por los neoliberales en el contexto mundial, con
depresión económica mundial iniciada en 1929 que resonancia en nuestro país por sus acólitos criollos.
En una serena reflexión sobre lo que esta estradestruyó la base del sistema monetario internacional, influyendo en los países desarrollados a adoptar tegia habría generado en Latinoamérica, podríamos
políticas proteccionistas y orientando sus aparatos retrotraer lo que Albert Hirschman economista esproductivos a la industria armamentista, estos as- tadounidense denominó ”Los Treinta Gloriosos de
pectos constriñeron el flujo de las manufacturas América Latina”, periodo en el que se quintuplicó el
destinadas a los mercados de los países menos de- Producto Interno Bruto (PIB), con una tasa media
anual de crecimiento de 5,5%, originando que el insarrollados.
Estos sucesos afectaron drásticamente a los greso per cápita se incrementará de $us 420 a $us
países latinoamericanos que enfrentaron dificulta- 960 (a precios constantes de 1970). Estos ingresos
des en realizar sus materias primas en el mercado acrecentados permitieron sostener el crecimiento de
internacional, consecuentemente impedidos de ac- la población entre 1945 a 1980, crecimiento acompaceder a divisas para la compra de manufacturas de ñado de un proceso acelerado de urbanización, con
los países desarrollados, lo que les obligó a sustituir mejoras en la educación y la salud, elevando los nibienes de consumo no duraderos de fácil elabora- veles de la esperanza de vida.
Entre las deficiencias a destacar de la estrategia
ción, como textiles, calzados, alimentos, bebidas,
etc., iniciando la transformación del capital comer- de sustitución de importaciones se observa el descuido del sector agropecuario, el que se desenvolcial en capital industrial.
Fue con la creación de la CEPAL, el año 1948, ins- vió con ausencia del apoyo del Estado, agudizando
titución dependiente de la ONU, que se instituyó una las condiciones de vida de la economía campesina
estrategia deliberada de desarrollo de ”sustitución y los pequeños productores. Otra deficiencia fue la
de importaciones”, la que además de considerar los concentración de la riqueza y el ingreso en pequeaspectos señalados identificó el elemento medular ños segmentos de la población. También se destaca
del estrangulamiento de las economías latinoameri- la mayor dependencia de nuestros países al capital
canas, que se expresa en el deterioro de la relación transnacional, a partir de la segunda fase de la industrialización, soslayando los
de los términos de intercambio;
intereses nacionales.
es decir que en el comercio de larPor otra parte, en otras latigo plazo las materias primas que
La industrialización
tudes del planeta se advierten
vendemos a los países desarrodel gas viabilizará
otras estrategias también de inllados pierden constantemente
dustrialización tardía, es el caso
valor frente a los productos made Noruega, Nueva Zelandia,
nufacturados que importamos de
Finlandia, etc., que sustentaron
dichos países, lo que implica ensu desarrollo en la riqueza de sus
tregar mayor cantidad de materecursos naturales. Tomando el
rias primas por las manufacturas.
que serán un
caso de Finlandia, su estrategia
La fase difícil de la industrialinúcleo dinamizador
de desarrollo tardío se sustentó
zación, se inicia con la producción
de la economía.
en su riqueza forestal y un prode bienes de consumo duradero
tagonismo estelar del Estado y
como electrodomésticos, autolas empresas estatales. La etapa
móviles, insumos intermedios,
etc. Esta fase se destaca por la descentralización de inicial de la industrialización finlandesa, estuvo poco
las empresas del centro hacia la periferia, generando diversificada siendo dominante el sector forestal, arla dependencia de nuestros países del capital trans- ticulada al mercado internacional, a través de la exnacional. El proceso de industrialización no se com- portación de materias primas, en las subsecuentes
pletó en la mayoría de los países de América Latina. etapas exportaba productos forestales con mayor
Brasil, evadiendo parcialmente el dogma neoliberal, valor agregado e incursionó en la producción de insorteó favorablemente esa fase difícil, con la pro- sumos y equipo de dicha industria. Es así que su inducción de insumos intermedios, básicamente de la serción en la economía mundial, se sustentó inicialindustria química y metalúrgica y la producción de mente en las ventajas comparativas de la industria
bienes de capital, para posteriormente ingresar a la basada en mano de obra, capital y recursos naturales, para pasar, durante los años ochenta del Siglo
industria de la computación.
Esta estrategia de desarrollo, basada en la susti- XX, hacia ventajas basadas en producción intensiva
complejos
petroquímicos
Gas & Desarrollo
11
OPINIÓN
en conocimiento. En 1998 el Producto Nacional Bruto (PNB) per cápita de Finlandia fue de $us 24.280,
mientras que el promedio de los países de la Unión
Europea que forman parte de la unión monetaria fue
de $us 22.350. (World Bank, 2000).
Bolivia, frente a la mayoría de los países sudamericanos se caracteriza por su mayor rezago en la
industrialización, es así que se lo concibe como un
país primario – exportador. En ese contexto, un recuento rápido de acontecimientos inherentes sobre
esa cualidad, nos permite retrotraernos un poco en la
historia y preguntarnos ¿cuál fue el accionar de Bolivia en el periodo de sustitución de importaciones?
Fue con la aplicación del Plan Bohan, a partir de
1952, que en Bolivia se desarrolló la estrategia de
sustitución de importaciones que amplió y diversificó la producción agrícola, sustituyendo importaciones de productos como el azúcar, arroz, carne, madera permitiendo el autoabastecimiento y mejorando
los niveles de consumo.
Se estimuló también la producción de algodón,
oleaginosas para la industria aceitera. La estrategia
implicó el desarrollo de las comunicaciones, incluyendo caminos de vinculación entre Santa Cruz y el
occidente del país, entre Tarija y Villa Montes, y caminos de penetración a Alto Beni en el norte de La Paz.
Entorno a los acontecimientos históricos reseñados y considerando el expreso mandato de la Constitución Política del Estado que en el Artículo 319 señala: La industrialización de los recursos naturales
será prioridad en las políticas económicas (…), al respecto debemos indicar que este objetivo cuenta con
el apoyo y la firme voluntad de los dos altos mandatarios del Estado Plurinacional y está contemplado
en el Plan Nacional de Desarrollo (PND), que recupera el dinamismo del Estado como promotor y de las
empresas estatales como protagonista, sustentándose en la dotación de recursos naturales.
En estas preocupaciones sobre la industrialización en Bolivia, se debe aludir al sector hidrocarburífero, por su significativa contribución a la economía
boliviana. Es así que en el proceso de consolidar la
Nacionalización de los Hidrocarburos en Bolivia,
YPFB con una acertada dirección a la cabeza del Lic.
Carlos Villegas, en calidad de Presidente Ejecutivo,
está cubriendo cada vez más los requerimientos del
mercado interno, sin descuidar los compromisos de
exportación, pero lo que se destaca es que rebasa la
simple extracción de materias primas, para avanzar
hacia mayores niveles de agregación del Gas Natural.
El proceso de industrialización del gas natural,
tiende a generar equilibrios en el desarrollo del territorio nacional, constituyendo complejos petroquímicos en el Chaco tarijeño y la zona del trópico de
12 Gas & Desarrollo
Cochabamba, de manera que estas inversiones se
complementen entre sí y se conviertan en un núcleo
dinamizador de la economía, desencadenando industrias de transformación secundaria del gas natural en su entorno.
En el tránsito hacia la industrialización, se destaca las inversiones en las plantas de separación de
líquidos Río Grande y Gran Chaco, complejos que permitirán separar físicamente el gas y sus derivados,
generando la producción de GLP, gasolinas e insumos para los emprendimientos petroquímicos.
El proyecto de Amoniaco y Urea es el primer desarrollo boliviano de petroquímica que producirá fertilizantes. Contribuirá a mejorar la productividad del
sector agropecuario, contribuyendo de forma efectiva en la búsqueda de la seguridad alimentaria. La
sustitución de los fertilizantes importados, liberará
divisas, y la exportación de fertilizantes, producto
agregado del Gas Natural, permitirá captar mayor
cantidad de ingresos y divisas.
Los insumos generados por la planta de Etileno-Polietileno servirán como materia prima para
la elaboración de una gran variedad de productos
derivados. El contar con la producción de polietileno en Bolivia desencadenará iniciativas privadas de
medianas y pequeñas empresas dentro del rubro
de la elaboración de productos plásticos, generando
mayor dinámica, movimiento económico, impulsando al sector productivo y generando mayor empleo.
Reclamar ¿por qué en Bolivia no se industrializó en los periodos correspondientes a la Primera y
Segunda Revolución Industrial y, actualmente, por
qué no ingresa directamente a la Tercera Revolución Industrial? planteada por algunos agoreros, es
una subjetividad e ingenua desubicación histórica,
puesto que, en los tres cuartos de los cien años
(1750-1850), de la Primera Revolución Industrial,
Bolivia aún no existía como Estado nacional independiente, sólo en el último cuarto de ese periodo,
se funda nuestra querida patria, pasando en esa
primera etapa a una lucha intensa por despojarse
de las ataduras del periodo colonial, que aún persistían, sustentadas por las élites criollas que se perfilaron como dueñas de vidas y haciendas al interior
del territorio boliviano. Los proyectos de industrialización, en las plantas de separación, en las plantas
de petroquímica, constituyen la base del desarrollo
tecnológico, puesto que la innovación productiva
requiere recrearse en aparatos productivos reales y
no en subjetividades.
Sin duda la industrialización es un imperativo, no
es un fin en sí mismo, es un medio para el objetivo
estratégico de largo plazo que es el Vivir Bien de las
bolivianas y bolivianos, ¡adelante YPFB!
Una proyección al tema de los hidrocarburos
Grandes retos del
sector energético
COMPETITIVIDAD. Para convertirnos en el centro energético regional no podemos
abstraernos del Mercado Común del Sur, mercado regional donde tenemos las mayores ventajas competitivas.
Ing. Jorge Márquez Ostria
Vicepresidente Nacional
de Operaciones
YPFB Corporación
PERFIL
Es ingeniero geólogo titulado en la UMSA, con Posgrado
en Geología Petrolera en el
Imperial College de la Universidad de Londres. Tiene
una Maestría en Gerencia de
Empresas en el Instituto de
Empresas de Madrid y una
maestría en Ordenamiento
Territorial en el CESU/UMSS
Cochabamba.
EXPERIENCIA
Trabajó en Mobil Oil y PDVSA
en Venezuela.
Consultor de hidrocarburos
en las prefecturas de Cochabamba y Tarija.
Geólogo de subsuelo en la
GNEE Camiri de donde fue
promovido como Vicepresidente Nacional de Operaciones con sede en Santa Cruz.
A
ctualmente, todos los
países del mundo se interesan, nuevamente, en
el sector más grande de
la economía mundial, el
energético, y de manera particular
en su componente más importante
–el Hidrocarburífico– que dominará
aún por varios años y que representó 36% del consumo energético
mundial en el año 2003 y que todavía sigue en aumento.
Las razones de ese interés, además de las propiamente energéticas, se centran también en cuestiones estratégicas, tecnológicas y
ambientales. En las próximas décadas la demanda mundial de energía
primaria, continuará creciendo y los
combustibles fósiles se mantendrán como la principal fuente, proporcionando de aquí al año 2030
el 90% de ese crecimiento, según la
Agencia Internacional de la Energía.
Más del 60% del crecimiento de la
demanda mundial de energía primaria, corresponderá a países en
desarrollo, siendo más fuerte aún
el crecimiento de las emisiones de
dióxido de carbono, lo cual tiene implicaciones diversas, en particular
de tipo ambiental.
En Bolivia predominan intereses cortoplacistas y una óptica puramente sectorial en la planeación
energética. La preocupación mayor
está en la evolución de los precios
internacionales del petróleo, por
razones macroeconómicas y por
la fuerte presencia de los ingresos
gasíferos en las cuentas fiscales.
Las preocupaciones del mediano y
largo plazo – ámbito natural de la
planificación y de la elaboración de
estrategias – parecen no tener realmente importancia, salvo en el nivel
declarativo o de las elaboraciones
formales, a pesar de que es en esas
dimensiones en donde aparecen
cuestiones que adquirirán cada vez
Gas & Desarrollo
13
OPINIÓN
mayor importancia, en particular para un país productor y exportador de gas natural. El progreso tecnológico, por ejemplo, ha posibilitado la producción
de gas natural no convencional en EEUU y Canadá
y se va extendiendo rápidamente en Europa y Sudamérica, lo que ha trasformado completamente el
panorama energético mundial.
Bolivia cambió radicalmente su orientación económica desde el año 2006, al implantar su modelo económico, social, comunitario y productivo, logrando excedentes generados por la explotación
de minerales e hidrocarburos, que dinamizaron el
mercado interno y permitieron que el país pase de
un producto per cápita de $us 1.000 en el 2005, a
$us 2.238 en el 2011. También se ha logrado que las
finanzas públicas presenten una sostenibilidad de
largo plazo, como bien ha ponderado recientemente
la CEPAL. Además, con un alto nivel de reservas internacionales, puede permitirse emprender el salto
a la industrialización, mediante las dos plantas de
separación de licuables.
Empero, es momento de que el país realice cambios dirigidos a modificar los mecanismos de acción
del nuevo Estado que se está construyendo. Entre
ellos, es necesario revisar lo que hasta ahora han
sido las prácticas de planificación y de definición de
políticas energéticas. Algunas líneas pueden sugerirse para esa revisión:
-La planeación energética, tal como se ha entendido convencionalmente, tiene una óptica puramente sectorial en el marco de una economía nacional; es así que de ciertas relaciones dadas entre
consumo de energía y crecimiento, se deriva una
demanda de energía y se define una oferta que la
cubra. Ahora bien, gran parte de los factores y determinantes de la dinámica energética se ubican
fuera del sector energético, de ahí la necesidad de
tener siempre presente un marco de análisis más
amplio, el cual es, cada vez más, un marco global.
Sin una visión que rebase los límites del sector
energético y los de la economía nacional, no es posible precisar los márgenes de maniobra y estrategias alternativas para el desarrollo energético.
La modificación de los patrones energéticos involucran e interrelacionan factores que tienen que
ver con la dinámica del sistema económico-social
en su conjunto; trasformaciones del sistema productivo, cambios en los modos de vida, en los sistemas de transporte, en los sistemas urbanos, en
las relaciones internacionales, etc.
-El marco de análisis más adecuado de los desafíos energéticos no es ya, uno cerrado a las
14 Gas & Desarrollo
transformaciones mundiales, por eso mismo, es
importante más bien conocer lo que sucede en
una industria petrolera globalizada, no solamente como punto de partida o referencia inicial, sino
porque los fenómenos y procesos de los países
exportadores y productores no se desconectan de
ese mundo globalizado petrolífero y gasífero que,
cada vez más, se ha vuelto más abierto y competitivo.
-En la actualidad, las transformaciones de la economía y de las industrias no tienen que ver solamente con las reformas, sino también con el
nuevo contexto institucional que se está construyendo, tanto en el plano interno como en el
plano internacional. En lo interno, se debe ajustar el modelo de gestión pública donde el Estado
vuelve a ser uno de los principales protagonistas,
para lo cual la planificación debe constituirse en el
elemento ordenador de dicha gestión. En el plano
internacional, en particular a través de diversos
tratados bilaterales y multilaterales, sobre todo
con el Mercosur que se fortalece con la incorporación de Venezuela y se consolida la integración
energética sudamericana.
En concreto, si se desea que la senda de crecimiento positivo se mantenga, es necesario ajustar
el modelo de gestión actual. Mirar el desarrollo en
el largo plazo y dentro de un mundo globalizado es
la prioridad del momento.
En cuanto a los retos del sector energético, es
posible distinguir cinco grandes tareas o retos que
se deben atender prioritariamente en el sector. No
son los únicos, pero sí los más importantes. El sector energético boliviano es muy complejo y su problemática es, por tanto, muy diversa. Sin embargo,
los retos que se describen a continuación, pretenden hacer una síntesis que permita entender de
forma general los asuntos más importantes que
discutir y sobre todo resolver.
-Seguridad energética: La demanda de energía en
todas sus modalidades (electricidad, petróleo, gas
natural, etc.) ha tenido crecimientos altos, los últimos años. En cuanto a la demanda de energía
eléctrica, se espera que con la generación e incorporación al Sistema Interconectado Nacional de
aproximadamente 72 Mega Watts (MW) de potencia, previsto entre agosto y diciembre de este
año, se garantiza el suministro de energía eléctrica para esta gestión. Al presente, la oferta de
energía eléctrica fluctúa entre 1.320 y 1.350 MW;
mientras que la demanda bordea entre los 1.057
para que las cosas se queden como están, vale
y 1.060 MW, con una reserva mayor al 10%, para
decir que en nuestro caso sigamos al mando de
cubrir eventualidades que puedan presentarse.
toda la cadena productiva, pero reconociendo que
El abasto de energía no sólo es un problema
la mayor producción de gas está en manos de las
de satisfacción de demanda. Como es de conotransnacionales y de cuya exportación recibimos
cimiento general, las finanzas nacionales son
la mayor cantidad de ingresos fiscales. A esto hay
dependientes de los ingresos que generan las
que añadir, que esta producción acelerada para la
exportaciones de gas natural, ya sea por venta
exportación, provoca una disminución de nuesde hidrocarburos o bien por regalías e impuestos
tras reservas probadas y una falta de incentivo
generados. Esto imprime una relevancia adiciopara reponerlas. Pero la apertura no sólo tiene
nal a la situación de producción y desde luego
que ver con procesos internos, es preciso tomar
al estado de las reservas hidrocarburíferas. Los
en cuenta también las tendencias actuales que
datos muestran que Bolivia cuenta con reservas
prevalecen en el plano internacional y sus impliprobadas de gas de 9.92 TCF con los altos niveles
caciones, tanto institucionales como tecnológicas
alcanzados en producción. Lo que estamos hay organizacionales, así sea para desecharlas o reciendo es acelerar la explotación de los campos
afirmar opciones propias.
maduros existentes y por tanto una disminución Con la globalización, se han estado desarrode nuestras reservas probadas. Esto también
llando en el mundo nuevas formas de acceso a
significa, que las operadoras han priorizado la
los recursos naturales, acompañados de nuevos
monetización acelerada de las reservas existencuerpos legales y tratados para facilitar las intes, a través de la exportación de precios altos,
versiones, las cuales tienen implicaciones sobre
por sobre la búsqueda de nuevas reservas de
las inversiones energéticas. De lo que se trata
gas natural. Estos datos son también una señal
básicamente es de favorecer las inversiones exde que se requieren esfuerzos
tranjeras y de proporcionarles
y recursos crecientes para reseguridad legal y económica en
poner reservas, y para enfrenlos países receptores. Ante esos
tar el reto de abasto suficiente
hechos y tendencias, es preciso
Con la generación e
ante la declinación de algunos
incorporación al SIN de replantear la vinculación entre
campos y los nuevos desafíos
los recursos naturales, cuya extecnológicos que impone la explotación se pretende sea cada
ploración de los nuevos yacivez más libre y abierta, y el dede potencia, se
mientos profundos.
sarrollo de los países producto Sumado a estos retos, teneres/exportadores. En cuanto al
garantiza la
mos uno más que representa
tema ambiental, dentro de este
seguridad energética.
una permanente sangría para
marco, es posible implementar
el país, se trata de la imporuna explotación de hidrocarbutación de combustibles, sobre
ros que sea consecuente con
todo del diésel y gasolina, ya que la de GLP se
una política energética sostenible, desde la perspuede resolver con la Planta de Separación de Lípectiva de la protección del medio ambiente y del
quidos Río Grande. En cuanto al diésel, pese a los
agotamiento de las reservas.
esfuerzos e incentivos (D.S. 1.202 incentivo para
En el caso del gas natural y con referencia al Merproducir petróleo crudo) la brecha entre la decosur, vemos mayores impulsos a una articulación
de los mercados, lo que obliga a interrogarse sobre
manda y la oferta tiende a ampliarse y la subvención puede permanecer por mucho tiempo más.
la convergencia y la armonización de los sistemas
de regulación en este espacio regional.
-Financiamiento de la inversión: En el caso de BoEn el Cono Sur, en donde actúan fuerzas para
livia, que con la promoción de sus potencialidades
una mayor integración energética, de manera
petroleras, se propone la apertura de las actividaparticular en lo que respecta al comercio de gas
des de exploración en un nuevo ciclo de búsqueda
natural entre los países del Mercosur, se plande hidrocarburos, es preciso plantearse preguntean diversas asimetrías y carencias en el plano
tas básicas antes de modificar los marcos legales
de la coordinación de las políticas energéticas, de
y fiscales. Uno de los principales puntos a consilos arreglos institucionales y de la convergencia
derar, es que las petroleras privadas no pueden
regulatoria. Al constatar esta falta de integración,
competir con la estatal petrolera en la generación
surgen propuestas como la de un Secretariado
de ingresos fiscales. Este es un argumento fuerte
para la Energía de este mercado regional y se re-
72 Mega Watts
Gas & Desarrollo
15
OPINIÓN
considera el papel de los estados y de sus empresas estatales energéticas.
En todo caso, parece claro que para avanzar,
algunas rupturas son inevitables. Este es el caso
de Bolivia, que necesita una gestión más eficiente
de sus empresas públicas energéticas, que lógicamente dependerá de cambios importantes en
su relación con el Estado. Solamente después de
eso podrán afrontar con solvencia una apertura
que vaya más allá de los límites actuales. Que nos
sirva de ejemplo el caso del Brasil, que en los 90
con las reformas orientadas al mercado, se restructuraron las industrias energéticas y el capital
privado adquirió un papel más importante.
marco legal que fomente la inversión privada.
El anteproyecto de Ley de Hidrocarburos que
remplazará a la vigente Ley 3058 y que buscará
adecuar los procedimientos en el desarrollo de
esta industria a la Constitución Política del Estado, debe incluir aspectos técnicos que, lamentablemente, no se los precisa adecuadamente en la
Ley vigente, como por ejemplo tasas de extracción
o caudal de producción máxima; la diferencia entre recurso y reserva, y sus definiciones internacionales; reservorios no convencionales; seguridad energética; optimización de la explotación de
hidrocarburos; eficiencia energética, y un sinfín
de aspectos más que son necesarios acordarlos
para no incurrir en errores pasados. Además, es
-Consolidar empresas públicas de clase mundial:
necesario precisar algunos aspectos sobre medio
Un reto importante en el sector petrolero, constiambiente y pueblos originarios para no incurrir en
tuye el lograr que YPFB Corporación tenga la cominterpretaciones contradictorias sobre fichas ambinación correcta entre supervisión y rendición de
bientales, consultas y una serie de problemas que
cuentas y autonomía de gestión. Adicionalmente,
se presentaron al aplicar la Ley vigente.
será necesario que buscando las condiciones ade- En cuanto a la Ley de Inversiones, se ha menciocuadas en el contexto de las finado que es la primera en ser
nanzas públicas se revisen los
presentada y que ha sido amregímenes fiscales a los que
pliamente concertada con todos
Bolivia debe estudiar
está sujeto. Estos esquemas
los sectores involucrados.
el impacto de sus
se han convertido en uno de
Comprenderán que el reto
los principales obstáculos para
consiste en conciliar las posiciopolíticas en el entorno
una mayor autonomía de gesnes para lograr un marco jurídico
tión y han desviado en algunos
que no deje dudas a los diferentes actores y que al mismo tiemcasos las decisiones de invermundial,
sión e impedido el crecimiento
po permita que las inversiones
especialmente
de la empresa.
encuentren en Bolivia un lugar
La estructura de organización
atractivo, manteniendo siempre
referente al Mercosur.
centralizada, los órganos de
la rectoría del Estado y procugobierno, su composición y falrando el mayor bienestar para
ta de independencia son otro obstáculo para una
los ciudadanos.
operación eficiente. Comprendiendo esta realidad, y con el propósito de posicionar a YPFB Cor- -Definición del papel de Bolivia en el entorno interporación como una empresa de clase mundial, se
nacional: El país debe estudiar el impacto de sus
realiza un proyecto de restructuración corporativa
políticas en el entorno energético mundial, espeque abarca el diseño, desarrollo e implementación
cialmente en lo referente al Mercosur, mercado
de un modelo de gestión y estructura organizacioregional en el que activamente participamos. nal con el apoyo de Wood Mackenzie.
No podemos abstraernos de esta realidad, donde tenemos las mayores ventajas competitivas,
-Garantizar certidumbre jurídica: Los inversionispara convertirnos en el centro energético regional.
Bolivia está llamado, por su propio interés y betas cuentan con herramientas para mitigar los
riesgos que el mercado presenta. Sin embargo,
neficio, a contribuir al ordenamiento de los merno cuentan con los elementos para protegerse de
cados energéticos del Cono Sur, aumentando su
cambios en los marcos legales aplicables. El gocooperación e intensificando su participación en
bierno, por lo tanto, debe procurar la creación de
diversos foros, destacando su papel como actor
un marco legal estable y, dadas las condiciones
relevante, no sólo como exportador de gas rico en
que se plantearon sobre las alternativas de finanlicuables, sino como industrializador y exportador
ciamiento, sería deseable encontrar también un
de fertilizantes y productos petroquímicos.
energético
16 Gas & Desarrollo
Debe ampliarse el destino de inversiones al sector
Aún no hemos
cruzado la calle…
PROSPECCIÓN. Se trata de una situación peculiar, de alternativas para las ingentes
demandas de inversiones que se requieren para un Plan Nacional Integral de Exploración y Explotación.
Rafael Martínez Vaca
YPFB Chaco S.A.
PERFIL
Es economista.
EXPERIENCIA
Fue miembro del Directorio
de YPFB en representación
del Ministerio de Economía
y Finanzas Públicas desde el
año 2006 al 2010 (transición
del YPFB ”residual” al YPFB
Corporación de hoy).
También se desempeñó entre
otras importantes funciones
como Director de YPFB Andina S.A. y Director de YPFB
Chaco S.A.
Fue Presidente del Directorio
de YPFB Logística S.A y actualmente es el Presidente
del Directorio y Presidente
Ejecutivo de YPFB Chaco S.A.
”
Porque sabemos a dónde
queremos ir, porque sabemos a dónde no queremos ir, ni volver...” (NK),
es el paradigma, el camino que nos ha marcado la ”Nacionalización de los Hidrocarburos”,
hecho político histórico para el
desarrollo económico nacional con
dignidad.
Esta patriótica decisión del Gobierno Nacional, constituye una
propuesta de acción que construya
la contracara de lo que significó el
saqueo neoliberal.
Se instala así una plataforma
del sector hidrocarburífero con iniciativas de innovación que muestra
su consistencia en todo orden de
aspectos, como el de inversiones,
producción, contratos de asignación de áreas exploratorias, convenios de estudios, aspectos tributarios, incentivos, la asociación de
empresas, la relación empresarial
entre la Casa Matriz y sus Subsi-
diarias y otros tantos aspectos importantes como las retribuciones,
los costos recuperables, la distribución de utilidades, la participación Estatal y otros que suman y
crean un ambiente proclive al de
los negocios petroleros.
El afianzamiento del sector,
diversificado en actividades de
la cadena hidrocarburífera, no es
casual, son siete años de gestión
económica y empresarial que han
resultado en una percepción de
Bolivia como país de destino de inversiones, que debe ampliarse aún
más al sector.
Por eso decimos que ”aún no
hemos cruzado la calle”, donde
está la seguridad energética y la
plena industrialización de los hidrocarburos, objetivos a los que se
marcha a paso firme y con inversiones millonarias.
Se trata de una situación peculiar, de alternativas para las ingentes demandas de inversiones que
Gas & Desarrollo
17
OPINIÓN
GESTIÓN
se requieren para un Plan Nacional Integral de Ex- económica con disponibilidades de hasta $us 320
ploración y Explotación en base a la soberanía hi- millones que superan los niveles adecuados de
drocarburífera garantizada por la nacionalización excedentes financieros destinados al cumplimieny que otorgue viabilidad económica a las inversio- to de los programas de trabajo y presupuestos
nes para el riesgo exploratorio.
anuales.
YPFB Chaco S.A. realiza actividades petroleras,
El presupuesto anual de inversiones en la gesen exploración y explotación de hidrocarburos y tión 2012 se ejecutó en un 100%, hecho inédito
cuenta con dos filiales, una denominada Compa- no sólo en la empresa sino en la Corporación. Se
ñía Eléctrica Central Bulo Bulo, dedicada a la gene- ha ejecutado una inversión de $us 140 millones,
ración de energía eléctrica con una potencia ins- principalmente en las áreas de perforación con un
talada nominal de 90MW y en actual ampliación a monto de $us 72 millones que logró una ejecución
una tercera turbina, para adicionar otros 50 MW al del 105% de lo programado y exploración con $us
Sistema Interconectado Nacional (SIN). Si bien no 31 millones.
El presupuesto para 2013 representa un 64% de
es la actividad principal de la empresa, es un aporincremento al promedio de las inversiones de los
te estratégico a la seguridad energética del país.
Flamagas S.A., otra filial, es una planta envasa- últimos 5 años y es un 329 % mayor en relación al
dora de GLP, con una capacidad instalada de 230 promedio de los cinco años previos a la NacionaliTM/d, dedicada a comercializar GLP y entregas a zación de los Hidrocarburos.
granel a través de cisternas y tanques estacionaYPFB Chaco S.A. apuesta por una planificación
rios para clientes comerciales e industriales a ni- estratégica que la visualice como empresa 100%
vel nacional.
boliviana, líder del sector hidrocarburos. La proLas áreas de contrato de la empresa, se en- puesta se basa en un agresivo y amplio crecimiencuentran en los departamentos de Cochabamba, to empresarial, basado en un Plan de Exploración
Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija.
con un portafolio de áreas nueYPFB Chaco perforó en la
vas que permitan inversiones
gestión pasada exitosamente
y otros recursos en forma cre”Aún no hemos
siete pozos de desarrollo, uno
ciente y sostenida, dirigidas a la
cruzado la calle”, donde evolución de la reservas de gas
de intervención y dos en actual
ejecución, ocupando a plenitud
natural y petróleo.
está la
tres equipos de perforación de
El ”Potencial Exploratorio” es
forma simultánea, lo que nos ha
fundamental para cumplir con
permitido incrementar la prolos futuros compromisos naducción de gas en importantes
cionales y externos, que supere
y la industrialización
volúmenes.
ampliamente el posicionamiende los hidrocarburos.
En concordancia con la políto actual de la empresa y se
tica gubernamental de incenticonstituya éste como columna
vos a la producción de líquidos,
fundamental para el desarrollo
disminuir la importación de carburantes y lo que y crecimiento de la compañía.
significa la subvención, bajo el criterio de ”lo que
Durante la gestión 2012 se desarrolló la sísmise produce no se importa” YPFB Chaco, asumió ca 3D Chimoré, por $us 31 millones, en un área de
un Contrato de Prestación de Servicio con su Casa 400 km2, que a través de la información y regisMatriz para la perforación del pozo Ingre -X2, tra- tros obtenidos, permitirán visualizar nuevos prosbajos iniciados el 15 de diciembre pasado.
pectos exploratorios destinados al remplazo y adiLa empresa con la producción de gas natural ción de nuevas reservas, dinamizando la oferta y
participa en el mercado interno con un 10%, en la entrega de productos.
entrega al Brasil (GSA) con un 5% y a la Argentina
Pretendemos ocupar un lugar más destacado
(ENARSA) con un 28%. En el mercado de líquidos, en el upstream, con márgenes operativos superioentrega crudo, condensado y gasolina natural, cu- res y mostrando menos temor al riesgo, desarrobriendo el 12% del mercado interno y participa del llando las potencialidades empresariales actuales,
mismo mercado con la entrega del 40% de GLP.
impulsando nuevos y mayores emprendimientos
YPFB Chaco cerró el 2012 con una bonanza exploratorios.
seguridad
energética
18 Gas & Desarrollo
Industrialización,
una realidad
PLANTA RÍO GRANDE. Las plantas de separación de líquidos Río Grande en Santa Cruz,
Gran Chaco en Tarija y de Amoniaco y Urea en Cochabamba se constituyen en los pilares
de la industrialización del gas natural y la petroquímica en Bolivia.
Trabajamos en equipo en beneficio de los bolivianos
YPFB será empresa
de talla internacional
LA NUEVA YPFB. La Industrialización de los Hidrocarburos proyectará a la estatal
petrolera como la empresa más grande del país que dará vida a los bolivianos en las
próximas décadas.
YPFB Corporación
PERFIL
Es Licenciado en Economía
titulado en la Universidad
Mayor de San Andrés (UMSA).
Posee un Doctorado Multidisciplinario en Ciencias del Desarrollo, Mención en Estrategias
del Desarrollo, UNAM-CIDE.
Tiene una Maestría en Economía en el Centro de Investigación y Docencia Económica.
EXPERIENCIA
Fue ministro de Planificación
del Desarrollo y ministro de
Hidrocarburos y Energía.
Director Postgrado en Ciencias del Desarrollo de la UMSA.
Socio-investigador del Centro
de Estudios para el Desarrollo
Laboral y Agrario 1985-1996.
Fue fundador del CEDLA.
20 Gas & Desarrollo
A
principios de 2013 cumplí
cuatro años al mando de
YPFB Corporación y debo
decir que no ha sido fácil.
Nos tocó manejar en los
años más difíciles porque encontramos una empresa casi inexistente,
por todo el proceso de la privatización; era empresa residual, tuvimos
prácticamente que reconstruirla
para que no sea un ave de paso en
Bolivia, sino una empresa puntal de
la economía nacional.
Este reto nos motiva todos los
días. Esta es la primera y la única
coyuntura que se presenta en la historia y creo que no podemos defraudar a nadie. La población debe tener
la certeza de que no apuntamos a
resultados transitorios, porque la
Nacionalización llegó para quedarse
por mucho tiempo y para tal efecto
la única fórmula es el trabajo.
Hemos escuchado un sinfín de
críticas permanentes, de las mismas personas. Cuando entré a
YPFB, una primera decía que la empresa no tenía capacidad para hacer
nada, ofrecí una restructuración de
Yacimientos, contratamos a Wood
Mackenzie, una consultora internacional que encaró un proceso de
dos años (2011-2012), terminamos
y ahora la reestructuración será implementada desde 2013.
La segunda crítica recurrente
estaba referida a la falta de inversiones, la falta de producción y la
incapacidad de cumplir compromisos con Argentina, Brasil y el mercado interno. Sin embargo, ahora
estamos con una producción de 56
MMmcd con picos de entre 58 y 60
MMmcd.
También decían que YPFB no tenía capacidad para hacer redes de
gas, que eso era imposible. Ahora
tenemos una inversión de $us 100
millones por año. Creo que es un hecho que toda la población observa.
Lo mismo con la industrialización,
decían que era imposible y hoy tenemos plantas en construcción.
Gestión
GESTIÓN
NACIONALIZACIÓN:
GAS PARA LOS BOLIVIANOS
cipales de la Nacionalización debía ser que los bolivianos y las bolivianas accedan al gas natural. En
promedio estamos invirtiendo cada año 90 millones
de dólares y desde la Nacionalización instalamos
322 mil conexiones de gas domiciliario a lo largo y
ancho del país.
Pero la Nacionalización no es apropiarse del excedente de los hidrocarburos es tener una empresa
eficiente y rentable y en esos términos, estos últimos años, en Casa Matriz obtuvimos utilidades
netas por un valor de 765 millones de dólares y las
empresas subsidiarias de 450 millones de dólares,
en total tenemos una ganancia de 1.205 millones
de dólares, que aseguran liquidez y financiamiento
para proyectos de exploración e industrialización
fundamentalmente.
Hoy en día existen dos actores de inversión en
Bolivia: YPFB Corporación y las empresas privadas
que tienen contratos con el Estado boliviano, y estos
dos actores el 2012 rompimos record de inversión,
llegamos a 1.593 millones de dólares y en el período
de la nacionalización 2006-2012, hemos invertido
5.236 millones de dólares que abren camino hacia
Producto de una decisión política del 1 de mayo
de 2006, estamos viviendo hechos históricos a partir
de la tercera nacionalización que significó el quiebre en la historia hidrocarburífera. En estos siete
años, el principal reto era proyectar la nacionalización en base a las políticas hidrocarburíferas
ejecutadas por YPFB.
El 2005, Bolivia consumía 3 MMmcd, hoy día
está consumiendo alrededor de 9.89 MMmcd eso
quiere decir que la política de Nacionalización y
la estrategia hidrocarburífera priorizó el mercado
nacional y ratificamos que de aquí en adelante, el
mercado interno tanto de consumo como de industrialización, será la primera prioridad.
Esta producción récord que obtuvimos el 2012
también permitió cumplir los compromisos con
los mercados externos, a Brasil entregamos 31.5
MMmcd y a la Argentina 16 MMmcd.
Hemos logrado aumentar la producción de líquidos de condensado y de crudo a 55.000 BPD. El 2011
teníamos 44.000 BPD y para tener mayor capacidad
de procesamiento de los líquidos
de condensado y
Desde el 2006 a la fecha
crudo, estamos
YPFB Corporación
expandiendo la
capacidad de proingresó en una fase de
cesamiento de las
refinerías Gualberto Villarroel y
Antes, estaba en
Guillermo Elder
terapia intensiva,
Bell.
En términos
ahora está dando sus
de procesamienprimeros pasos.
to de crudo heMovimiento de tierras para la construcción de la Planta Gran Chaco, Tarija
mos aumentado
esa capacidad en
17%; de gasolina en 22%; de jet fuel 10% y de Recom un cambio en la estructura del sector hidrocarburos.
Todo este proceso a la cabeza del compañero
en 18%. Todavía estamos comprando e importando
diésel que se ha convertido en un problema estruc- Evo se plasma en renta petrolera que el 2012 llegó
tural en Bolivia y por lo tanto, estamos buscando a $us 4.200 millones distribuidos en IDH, regalías,
patentes y participaciones, con incrementos signisoluciones estructurales.
En el caso de la Gasolina y el GLP, estamos dan- ficativos respecto a 2011 cuando se alcanzó a $us
do pasos importantes. Desde noviembre de 2012 2.989 millones.
Desde la Nacionalización de los Hidrocarburos
somos autosuficientes en la producción de GLP y
hemos
generado $us 16.745 millones por concepto
ahora exportamos 1.000 TM/mes de GLP y a partir
de junio de 2013, 5.000 TM/mes de GLP en las me- de renta petrolera, recursos que se destinan a las
jores condiciones que ofrece el mercado, precaute- gobernaciones y municipios, entidades encargadas
lando los intereses de YPFB, del Tesoro General del de cerrar el círculo virtuoso de la nacionalización con
obras en salud, educación, infraestructura caminera
Estado y del Gobierno Nacional.
El presidente Evo Morales, a lo largo de los seis y unidades productivas para crear nuevas fuentes
años de Gobierno señaló que uno de los frutos prin- de trabajo.
renacimiento.
Gas & Desarrollo
21
GESTIÓN
INDUSTRIALIZACIÓN:
CON RECURSOS PROPIOS
SEGURIDAD JURÍDICA
por ejemplo, el año pasado de los 2.100 millones de
dólares invertidos, el 60% estaba a cargo de YPFB y el
40% a cargo de las empresas privadas.
Hace seis años la industrialización parecía ser un
sueño inalcanzable. El 22 de enero de 2006, el presiLA NUEVA YPFB:
dente Evo señaló contundentemente en su discurso
SEGURA Y TRANSPARENTE
de asunción al Gobierno que la industrialización del
Sabemos que el eje principal de la actual economía
gas natural sería una realidad; ahora podemos decir:
son las empresas públicas, por lo tanto, requerimos
la industrialización del gas natural es una realidad.
Estamos haciendo inversiones de recursos pro- que estas sean eficientes, rentables y transparentes.
Y cuando no hay transparencia
pios del Estado boliviano, gracias
uno queda muy cuestionado, en
a la decisión importante y fundaconsecuencia tomamos precaumental del presidente Morales
ciones y lo que hicimos fue desde invertir las reservas del Banco
Bolivia ingresará a la
plazar mayores mecanismos de
Central de Bolivia (BCB) en profase de producción de
prevención, tomando en cuenta
yectos de industrialización.
gas con
que YPFB maneja mucho dinero
El BCB otorga créditos a YPFB
en la industrialización.
para la construcción de la PlanPor primera vez en los 76 años
ta de Separación de Líquidos Río
de historia de Yacimientos, la emGrande que se entregará en mayo
presa está manejando tanta pladel 2013; la Planta de Separación
ta. Esperemos entonces que la
de Líquidos Gran Chaco, el seguny de la exportación
gente tome conciencia que trabado semestre de 2014; la Planta de
de
los
mismos.
jamos en el marco de la absoluta
Amoniaco y Urea que ingresará en
transparencia para evitar hechos
funcionamiento el segundo seirregulares, cuidando su credibimestre del 2015.
lidad, pese a los casos ya conociLa Planta de Gas Natural Lidos.
cuado (GNL) permitirá entregar
Desde el 2006 a la fecha, YPFB
gas natural a todas las poblacioingresó a una fase de renacimiennes de Bolivia que en este moto. Antes de eso la empresa esmento no tienen posibilidades de
taba en terapia intensiva, ahora
acceder porque los ductos están
está dando sus primeros pasos,
bastante alejados y finalmente la
está haciendo cosas importantes
Planta de Etileno y Polietileno, por
y si continuamos así, los próximos
lo tanto, los recursos que provie10 a 15 años estoy seguro que
nen del esfuerzo de los bolivianos,
Yacimientos será una empresa
permiten hoy día decir que Bode talla internacional como Petrolivia hizo una inflexión histórica
bras, Ecopetrol, Pemex o PDVSA,
para dejar de producir y exportar
creo que vamos hacia allá.
exclusivamente materias primas
Hemos avanzado pero hay
y entrar muy pronto a la fase de
muchos retos mirando el futuro.
producción con valor agregado y
Uno fundamental y aquí estamos
de la exportación de los mismos.
cerrando filas, es trabajar conNuestro relacionamiento con
juntamente para tener nuevos
las empresas petroleras no tiene
Inspección en Río Grande
descubrimientos de gas natural
problemas. Tenemos un contray de petróleo crudo, porque estos
to de operaciones donde ellas y
nosotros cumplimos. Las empresas prácticamente próximos años, además de consolidar la industrialiasumieron la directriz del Gobierno Nacional a través zación, se hará exploración y desarrollo de pozos a
de YPFB. El interlocutor principal de las empresas fin de profundizar el cambio de la matriz energética,
es Yacimientos. Nosotros generamos todo el equipo donde Bolivia sea autosuficiente, se maneje y viva de
técnico necesario dentro de la Corporación para una sus propios recursos naturales nacionalizados e ininterlocución al mismo nivel con las empresas lo cual dustrializados; eso se llama soberanía económica y
permite canalizar importantes recursos de inversión, allá nos dirigimos.
valor
agregado
22 Gas & Desarrollo
Control de la cadena
hidrocarburífera
ESTABILIDAD. Las transformaciones en la legislación petrolera garantizan la
propiedad efectiva de los hidrocarburos a favor del Estado boliviano y a la vez
ofrecen todas las garantías a las inversiones extranjeras.
SEGURIDAD JURÍDICA
Control total y absoluto de los hidrocarburos
Los contratos
petroleros en Bolivia
LEGISLACIÓN. Luego que las empresas detentaran la propiedad efectiva sobre los
hidrocarburos en todas las fases de la cadena productiva; a partir del 2003 a 2006 se
gestaron transformaciones en la legislación petrolera.
Dr. Marcelo Canseco Fuentes
Director Legal General
YPFB Corporación
PERFIL
Es Abogado licenciado en la
Universidad del Valle y Auditor Financiero titulado en
la Universidad San Francisco
Xavier.
Posee maestría en Administración de Empresas y cursó
una en Derecho Administrativo. Tiene diplomados en Arbitraje Internacional, Derecho
Constitucional, Gas y Petróleo.
EXPERIENCIA
Tiene 14 años de experiencia
laboral. Fue miembro del Directorio de YPFB por el Ministerio de Hidrocarburos y por el
Ministerio de la Presidencia. Es
parte del Directorio de la EBIH.
También fue Director Jurídico
del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
24 Gas & Desarrollo
L
os Contratos Petroleros son
acuerdos por los cuales un
Estado o una empresa estatal en representación del
Estado, conviene la realización de actividades de exploración y
explotación de hidrocarburos, otorgándole al contratista o titular el
derecho de realizar por su cuenta y
riesgo la búsqueda y extracción de
hidrocarburos en una determinada
área.
En ese marco, el contratista y/o
titular asume la responsabilidad de
realizar actividades y operaciones
bajo ciertas condiciones y/o regulaciones en el marco de la legislación
aplicable, ejecutar inversiones y trabajos obligatorios con el objetivo
fundamental de hallar hidrocarburos y, asimismo, se obliga a liberar
áreas gradual y progresivamente
conforme avanzan las fases exploratorias, con el fin de que estas sean
asignadas a otras empresas.
En el marco de la Ley de Hidro-
carburos podemos indicar que para
la ejecución de actividades de exploración y explotación de hidrocarburos existen tres modalidades de
contratos petroleros los cuales son:
a) Contratos de Producción
Compartida,
b) Contratos de Operación y
c) Contratos de Asociación
Bajo estas modalidades en Bolivia fueron suscritos 44 Contratos
de Operación (CO) de los cuales se
encuentran vigentes 41 debido a
que el CO para el Área Irenda no fue
protocolizado, por lo tanto, no surtió
efecto, los COs para el Área Charagua y para el Área Ingre fueron devueltos al Estado y posteriormente
asignados como Áreas Reservadas
a favor de YPFB.
Antes de la suscripción y vigencia de los Contratos de Operación en
Bolivia, se encontraba en vigencia
los Contratos de Riesgo Compartido
(CRC) suscritos en el marco de la anterior Ley de Hidrocarburos Nro. 1689 de 30 de abril de 1996. Esta
norma en su artículo 24 ratifica la propiedad efectiva de las empresas que hayan firmado Contratos
de Riesgo Compartido sobre los hidrocarburos, en
todas las fases de la cadena productiva y declara:
”Quienes celebren contratos de riesgo compartido
con YPFB para la exploración, explotación y comercialización de hidrocarburos adquieren el derecho
de prospectar, explotar, extraer, transportar y comercializar la producción obtenida.”
En ese contexto, la entrega del derecho propietario de los hidrocarburos fue consolidada por el
D.S. 24806 de 4 de agosto de 1997, que aprobó los
modelos de Contrato de Riesgo Compartido, que en
su Cláusula Tercera indicaba: (Objeto del Contrato).- Es facultar al Titular para realizar actividades
de Exploración, Explotación y Comercialización de
Hidrocarburos en el Área de Contrato, mediante
el cual el Titular adquiere el derecho de propiedad
de la producción
que obtenga en
Boca de Pozo y
Características de los COs
la
disposición
de la misma
•Cuentan con aprobación de la
conforme a las
Asamblea Legislativa Plurinacional.
previsiones de
•No se otorga el derecho propiela Ley de Hidrotario de los hidrocarburos.
•El privado asume a su propia
carburos. Este
cuenta y riesgo la exploración y
contrato no esexplotación.
tablece la pro•El
Estado no garantiza la rentapiedad de los
bilidad del proyecto.
yacimientos de
•Prevé el concepto de costo rehidrocarburos
cuperable en caso de éxito y la
”in situ”...
comercialización efectiva de los
En
consehidrocarburos previo pago de
cuencia, la proRegalías, IDH, pagos por compresión y transporte.
mulgación del
D.S. 24806, ha
significado
la
entrega de todos los derechos de propiedad a las empresas titulares de los CRC, para la disposición completa
de los recursos en todo el proceso de producción
y comercialización en base a la Ley 1689, siendo
de propiedad de las empresas transnacionales los
hidrocarburos cuando estos son producidos, por lo
tanto, con el derecho de disponer hasta su comercialización, limitando la soberanía del Estado sobre
sus recursos naturales siendo además que estos
contratos no contaban con autorización y menos
aprobación del Poder Legislativo actual Órgano Legislativo conforme prevenía la Constitución Política
del Estado, reduciendo la participación de YPFB a
una entidad residual con facultades simplemente
de administración de los CRC, sin ninguna participación en la fases de la cadena productiva de los
hidrocarburos.
Sin embargo, a partir de los movimientos sociales acaecidos el 2003 con la llamada ”Guerra
del Gas” y el ”Referéndum de 2004” se gestaron
transformaciones en la legislación petrolera como
ser la abrogación de la Ley Nro. 1689, la promulgación la Ley Nro. 3058 de 17 de mayo de 2005 y la
promulgación del D.S. Nro. 28701 de 1 de mayo de
2006 de ”Nacionalización de los Hidrocarburos” por
el cual el Estado boliviano recupera el control total
y absoluto de los hidrocarburos requiriendo a las
empresas petroleras suscribir nuevos contratos
petroleros en el marco de la nueva Ley de Hidrocarburos. En ese contexto fueron suscritos los 41
CO vigentes en Bolivia.
Un Contrato Petrolero por su complejidad y/o
especialidad, al margen de cumplir con los requisitos esenciales previsto por el Código Civil, indepen-
Asamblea Legislativa Plurinacional
dientemente del modelo o tipo de contrato, debe
dejar claramente establecido ciertos aspectos fundamentales en la industria hidrocarburífera como
el Riesgo, la Propiedad, el Control y la Renta.
El Riesgo podría decirse, que es la contraparte
de la renta, vale decir que las empresas privadas
entre más riesgos asumen, tienden a exigir mejor
participación de la renta petrolera, aspectos que
básicamente son discutidos en rondas de negociación tomando en cuenta, desde luego, las normas
vigentes y aplicables al sector.
Por propiedad se entiende la capacidad de disposición de los hidrocarburos, cambiar su forma o
su contenido, sacar provecho, usufructuar con el,
Gas & Desarrollo
25
SEGURIDAD JURÍDICA
transferir sus derechos a un tercero, comercializarlos y demás formas de disposición. La propiedad
del producto debe estar muy bien definida en un
contrato petrolero, más aún si existe una previsión
constitucional sobre qui,en ejerce la propiedad de
los recursos hidrocarburíferos, al margen del lugar
o la forma en que presenten.
El Control, básicamente tiene que ver con la facultad de decidir sobre el destino, las condiciones,
precios y demás aspectos sobre el producto. Por
lo general, este control lo asumen los gobiernos a
través de la emisión de normas legales en mérito
al ejercicio del derecho propietario de los recursos,
en el caso de Bolivia, en representación del pueblo,
único propietario de los hidrocarburos.
La Renta, es lo que en realidad motiva a las
empresas a decidir sobre las inversiones. La renta
se constituye en cualquier parte del mundo en la
pugna central, entre un Estado y una empresa petrolera, considerando que su repartición y/o distribución será la que motive su incursión en un determinado país, constituyéndose en una oportunidad
para las partes de obtener réditos económicos, que
es la base central de la industria petrolera. Por lo
tanto podríamos decir que la renta petrolera es de
mucha sensibilidad, en consecuencia, un contrato
petrolero deberá establecer con claridad este as-
pecto, tomando en cuenta que las empresas priorizan la recuperación de su inversión en el menor
tiempo posible.
Considerando estos conceptos y la complejidad de la industria hidrocarburífera, un contrato
petrolero requiere ser enfocado con la mayor claridad posible, definiendo con precisión las fases que
conlleva un proyecto exploratorio, vale decir, desde
la exploración, evaluación, desarrollo, producción
y abandono, siendo cada una de estas fases muy
particulares y propias de cada una de ellas. Por lo
cual que un contrato deberá plasmar con precisión
cada fase, concertándose contratos claros y concisos, tomando en cuenta además que los hidrocarburos en cualquier parte del mundo adquieren
su valor cuando estos se encuentran en superficie,
es ahí donde este recurso no renovable toma su
importancia.
Dicho hidrocarburo, mientras se encuentre en el
subsuelo, podríamos decir que no tiene ningún valor, siendo este último, uno de los argumentos más
utilizados por las empresas petroleras en la negociación de contratos, lo que hace o motiva que sean
los propios estados los que asuman los riesgos, a
través de empresas estatales para desarrollar sus
propios recursos hidrocarburíferos.
NUEVO MODELO DE CONTRATO DE SERVICIOS PETROLEROS
En base al nuevo marco constitucional, los contratos para la Ejecución de Actividades de Exploración
y Explotación en Áreas Reservadas a favor de YPFB
tienen las siguientes características:
•Suscritos previa autorización y aprobación de la
Asamblea Legislativa Plurinacional.
•No otorgamiento del derecho propietario de los hidrocarburos.
•La empresa privada realiza todas las actividades exploratorias a su exclusiva cuenta y riesgo, en el Área
de Contrato.
•En caso de descubrimiento comercial, la empresa
privada está en la obligación de ceder el contrato a
una Sociedad Anónima Mixta (SAM) a ser constituida
entre la misma empresa e YPFB para la fase de explotación.
•Una vez efectivizada la Cesión del Contrato, las actividades de explotación estarán a cargo y responsabilidad de la Sociedad de Economía Mixta.
•La inversión realizada por el privado en el periodo
de la exploración será devuelta por la SAM, con la
26 Gas & Desarrollo
comercialización efectiva de la producción de hidrocarburos, previa aprobación de YPFB de los costos
incurridos por el privado.
•La SAM entregará a YPFB la totalidad de los hidrocarburos producidos.
•Los ingresos obtenidos por YPFB por la comercialización de hidrocarburos serán destinados primero al
pago de regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y Participación Directa de YPFB.
•El monto restante será destinado al pago de la retribución a la SAM (Retribución al Titular), para que
esta, en primera instancia devuelva al privado, los
costos de la exploración efectivamente incurridos
en las operaciones.
•La retribución de la SAM estará compuesta por costos reportados, aprobados y su utilidad.
•YPFB aprueba los costos incurridos de acuerdo al
procedimiento contable establecido en el contrato y
su anexo D, una vez aprobados por YPFB se denominarán costos reportados aprobados.
En caso de existir costos observados por YPFB estos
son reportados a la SAM.
El objetivo es reactivar los campos maduros
Incentivo fiscal a las
empresas petroleras
INCENTIVO. El Estado, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y su brazo
operativo YPFB, trabaja en la reactivación de campos maduros buscando incrementar
la producción de petróleo con densidad menor a 55º API.
Ing. Rolando Mendoza Rioja
Ex Director de Desarrollo y
Producción
YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero Petrolero titulado en la Universidad Autónoma Gabriel René Moreno
(UAGRM). Posee un MBA en
Oil & Gas obtenido en la Universidad Privada Boliviana.
EXPERIENCIA
Fue docente de Postgrado en
la Universidad Privada Boliviana y el INEGAS.
Posee amplia experiencia laboral en terminación de pozos (Facilidades de Campo),
Plantas de Proceso, Aplicación de Levantamiento Artificial, Recuperación de Campos
Maduros, Procesos del Gas
Natural, Dew Point, Absorción, Turboexpander y Criogénicas.
E
l constante crecimiento del
parque automotor hace que
la diferencia entre la oferta
de combustible refinado en
el país (como derivado de la
producción de petróleo) y la demanda
nacional, sea cada vez mayor.
Ahora bien, nuestros campos petroleros atraviesan por una etapa de
franca declinación y muchas compañías petroleras no han demostrado
interés de seguir operando en esta actividad debido a que consideran demasiado el gasto que realizan en extraer
petróleo a un precio bajo, comparado
esto con la cotización del crudo internacional de referencia (WTI).
Ante esta situación el gobierno del
presidente Evo Morales diseñó un incentivo pero con la finalidad de mejorar la producción de líquidos.
En los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) de la gestión 2013, que
de acuerdo a los Contratos de Operación presentan las operadoras a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivia-
nos (YPFB), se puede verificar que el
alcance del Decreto Supremo Nº 1202
del 18 de abril de 2012 sobre los incentivos a la producción de hidrocarburos,
ha tenido una buena aceptación por
parte de las operadoras prestadoras
de servicios, pues las expectativas de
producción que se espera con las actividades programadas para el 2013 son
alentadoras.
El incentivo a la exploración y producción de petróleo a través de Notas
de Crédito Fiscal (NOCRES) que está
generando interés en el sector, permite estimar una producción adicional cercana a los 2.000 barriles por día
(Bpd) para 2013.
Este valor estará en función de la
probabilidad de éxito de cada actividad,
situación que en hidrocarburos es muy
natural. Pareciera ser que el incentivo
está comenzando a mostrar sus frutos
en cuanto a revertir la tendencia declinante de la producción de petróleo.
El Estado, a través del Ministerio
de Hidrocarburos y Energía y su brazo
Gas & Desarrollo
27
SEGURIDAD JURÍDICA
UPSTREAM
operativo Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB), está trabajando actualmente en la reactivación
de campos maduros buscando incrementar la producción de petróleo con densidad menor a 55º API (Instituto Americano de Petróleo).
El mencionado Decreto establece un incentivo en
Notas de Crédito Fiscal equivalente a 30 $us/Bbl y,
INCREMENTO
PRODUCCIÓN
PETRÓLEO
Incremento de DE
producción de pDE
etróleo GESTIÓN
2013
Gesitón 2013 2,000.00 1,800.00 1,600.00 BPD 1,200.00 1,000.00 800.00 600.00 400.00 200.00 -‐ ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 455.77 545.75 566.71 753.77 860.22 949.84 1,228.33 1,186.11 1,527.72 1,553.32 1,814.54 1,553.93 CLP-‐38
CLP-‐24
CLP-‐59
PLM-‐HZ1
CLP-‐9
TTR-‐4R
PLM-‐A7H
PESA MATPETROL REPSOL YPFB CHACO Una vez emitido el decreto, la empresa española
Repsol comenzó a planificar y aplicar sus actividades
en el Bloque Mamoré, que comprende intervenciones
sin equipo en los campos Surubí, Surubí Bloque Bajo,
Surubí Noroeste y Paloma; ejecutándolas en los meses
de octubre y noviembre, alcanzando un increEl incentivo a la
mento cercano a
exploración
los 500 BPD.
Se tiene un
y producción a través
avance importante en la evade
luación de reservas remanentes
de líquidos en
permite estimar
los Campos Cauna adición
miri, Monteagudo, Tatarenda y
de 2.000 BPD
Surubí Noroeste.
para 2013.
Los programas
preliminares
de reactivación
comprenden
perforación de pozos en el Flanco Occidental de la Serranía Sararenda, dirigidos a objetivos de Areniscas no
probadas en la primera fase de explotación.
En el Campo Monteagudo se está planificando actividades sin equipo para optimizar la producción de líquidos. En el Campo Tatarenda, la Operadora está aplicando diferentes sistemas de Elevación Artificial para
optimizar la producción de petróleo.
YPFB Andina SA, ha presentado planes conceptuales con diferentes escenarios para los Campos Camiri,
Guairuy, Boquerón, Arroyo Negro-Los Penocos, La Peña-Tundy.
Petrobras Argentina, ha presentado también un
Plan de Inversiones, que contemplan proyectos de intervención de pozos, con el fin de incrementar la producción de líquidos en los Campos Colpa-Caranda.
YPFB está elaborando un Plan de Desarrollo para
explotar los niveles someros del Campo San Alberto.
En virtud a los éxitos alcanzados en países como
México, Colombia y Ecuador en la reactivación de campos maduros, a través de empresas contratistas en la
modalidad de inversión a riesgo propio con un pago
por barril incremental de producción, se ha establecido negociaciones con empresas como Schlumberger y
Weatherford para que realicen evaluaciones de campos
de las empresas Repsol, YPFB Chaco, Petrobras Argentina, YPFB Andina para aplicarse en 2013.
Notas de
Crédito Fiscal
1,400.00 PRODUCCIÓN AVANCES
SRB-‐B1ST
PLM-‐A8
SBB-‐113
CAR-‐61
SBB-‐102
PJS-‐7
SRB-‐D5
YPFB ANDINA CAM, GRY, LPÑ, BQN, LPS, ARN
Fuente: Dirección de Desarrollo y Producción YPFB
Yacimientos, paralelamente, a través de sus unidades
técnicas, ha trabajado con una consultora internacional
en la elaboración de Planes de Desarrollo para los campos Camiri, Tatarenda, Monteagudo y Surubí Noroeste.
Estos se encuentran actualmente en etapa de revisión
y concertación con las operadoras para definir su aplicación.
BENEFICIO PARA EL ESTADO
La producción adicional de un barril de petróleo en
el país genera ingresos económicos correspondientes
por las actividades del upstream (exploración y explotación) y del downstream (comercialización, transporte,
almacenaje), posibilitando además beneficios adicionales para el Tesoro General del Estado (TGE), y las gobernaciones, municipios y universidades en todo el país.
El incentivo a la producción de petróleo beneficiará
al TGE ya que al importar menores volúmenes de Diésel
Oíl y gasolina, habrá un ahorro de recursos que debieran ser destinados a la subvención de estos productos
por el concepto de importación.
De acuerdo al decreto promulgado, el beneficio no
es aplicable a la producción de condensado asociado
a la producción de gas natural y se circunscribe únicamente a la producción de petróleo, para lo cual dicha
norma establece los aspectos técnicos que un campo
debe cumplir para ser beneficiario de dicho incentivo.
28 Gas & Desarrollo
Perforación
exploratoria
POZO INGRE-X2 Luego de 15 años, YPFB Corporación retomó el 15 de diciembre de
2012 la actividad exploratoria en busca de reservas de petróleo en la locación del pozo
Ingre, provincia Hernando Siles, departamento de Chuquisaca.
UPSTREAM
Los volúmenes más altos de la historia
Bolivia en el cénit de
la producción de gas
DESARROLLO. YPFB Corporación enfrenta nuevos desafíos energéticos de cara al
nuevo milenio con la finalidad de incrementar la perforación de pozos y la implementación de nuevas plantas para el procesamiento de gas natural.
Ing. Luis Alberto Sánchez
Vicepresidente de Administración,
Contratos y Fiscalización
YPFB Corporación
para octubre 2012). Otros campos que tuvieron una
producción significativa son Margarita y Tacobo,
cuya producción representa el 15,9% y el 2.4% respectivamente, además de Vuelta Grande, Bulo Bulo,
Yapacaní, Río Grande e Itaú.
LÍQUIDOS
La producción de hidrocarburos líquidos sigue la
misma tendencia que la de gas natural y alcanzó un
volumen promedio de 50.600 barriles por día (BPD)
en 2012. Esta producción, en promedio, se ha incrementado en 13,5% en relación a la gestión 2011.
La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es aquella producción medida
en el punto de fiscalización de los campos.
Por otro lado, la producción de petróleo que representa el 9,2 % del total producido, alcanzó su mayor valor el mes de abril. Asimismo, la producción de
gasolina natural que representa el 19,6 % del total,
alcanzó sus mayores niveles de producción en el
mes de septiembre con 11.831 BPD.
La producción promedio del total de hidrocarburos líquidos en 2012 superó a la producción promedio de 2011 en 13.5%.
DESARROLLO DE CAMPOS
PERFIL
Es Ingeniero Electromecánico, con Especialidad en Seguridad Industrial HSE y Medio
Ambiente.
Tiene un Diplomado en Gerencia de la Industria del Gas
y dos Maestrías en Ingeniería, Petróleo y Gas Natural en
Louisiana State University of
Oklahoma y MBA Dirección &
Gestión en Administración de
Empresas.
EXPERIENCIA
Posee una experiencia de 12
años en el sector. Fue Director
del Centro Nacional de Medición y Control Hidrocaburífero
(CNMCH) y Gerente Nacional
de Fiscalización. En 2012 fue
promovido como Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización.
30 Gas & Desarrollo
L
os Contratos de Operación
suscritos entre YPFB y las
operadoras establecen la
obligación de los titulares de
las petroleras de presentar
planes de desarrollo que estipulen
las actividades a ser ejecutadas después de la declaratoria de comercialización, o a solicitud de una actualización para asegurar la eficiente y
económica explotación de un campo
en el área del contrato.
A partir de la firma de estos, YPFB
a través de los Programas de Trabajo
y Presupuesto (PTP) realizados con
cada una de las operadoras, ha efectuado un programa de incremento de
las capacidades de producción con la
implementación de nuevas plantas
para el procesamiento de gas natural.
A raíz de esto, en 2012 se registró
un cénit en la producción de gas natural entregado a gasoducto con un
promedio de 51 millones de metros
cúbicos por día (MMmcd), el volumen
más alto registrado en los últimos 13
años, gracias a las actividades realizadas en perforaciones y/o intervenciones de pozos, así como también a
la ampliación en las capacidades de
proceso del energético.
Este crecimiento es resultado del
proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos que refunda a YPFB y la
reactiva como la empresa corporativa de propiedad de los bolivianos con
plena soberanía y tuición sobre la
administración de los hidrocarburos.
El incremento de la producción
de gas natural fue entregada en su
totalidad a YPFB por las diferentes
empresas que operan los campos
bajo contratos de operación, incluyendo YPFB Chaco y YPFB Andina,
en las que la estatal petrolera cuenta
con participación accionaria.
Los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto, que
durante la gestión 2012 representan
el 32,7% y 19,0 % del total de la producción respectivamente (tomado
y la adenda suscrita con Argentina.
A diciembre de 2012, se encuentran vigentes 41
Contratos de Operación para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con diferentes empresas petroleras nacionales y extranjeras, las
que fueron protocolizadas el 2 y 3 de mayo de 2007.
Compatible con el incremento de la producción, se está
creando mayor capacidad de procesamiento en las
plantas.
SÁBALO
El Bloque San Antonio o Sábalo se encuentra ubicado entre las serranías Aguaragüe y Caipipendi de la
faja Subandina Sur a 30 kilómetros de la ciudad de Villa
Montes y 37 kilómetros de la localidad de Palos Blancos
en el departamento de Tarija.
La asociación está conformada por Petrobras Bolivia S.A. que encabeza las inversiones con 35%, le sigue
YPFB Andina S.A. con 50% y Total E&P Bolivie con 15%,
lo que demuestra que el grueso de las inversiones está
en YPFB Corporación.
En este campo se perforaron varios pozos productivos y una vez procesado el gas en la planta y separadas
las fracciones de condensado y gas natural, el gas de
exportación es evacuado a través de un gasoducto de
28” de diámetro y aproximadamente 20 km. de longitud, conectando a los gasoductos Gasyrg y Yabog.
Con una inversión programada de $us 542,8 millo-
La adenda que firmaron YPFB y Enarsa en 2010
es calificada como el instrumento que dinamizó las
inversiones hidrocarburíferas
en Bolivia, debido a que imPRODUCCIÓN NACIONAL BRUTA DE GAS NATURAL pulsó la inversión en el sector
2000 -‐ 2012 (En MMmcd) al garantizar el desarrollo del
60 51.0 contrato de compra y venta de
50 45.1 gas natural hasta el 2026 que
39.6 40.2 40.2 41.8 42.0 debe alcanzar una producción
40 36.8 34.67 de 27,7 MMmcd.
28.01 30 Este instrumento permi24.4 19.6 te cubrir cómodamente las
20 15.58 obligaciones con el mercado
10 interno y los compromisos de
exportación a la Argentina y
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Brasil.
Fuente: VPACF Este nuevo contexto permitió a Petrobras, Repsol, Total,
YPFB Andina, YPFB Chaco y otras operadoras, empren- nes, la capacidad de procesamiento de gas natural en
der la perforación de nuevos pozos para incrementar la la Planta de Gas del Campo San Antonio se elevó 15,4 a
producción de gas y líquidos asociados.
22,1 MMmcd y se convierte en el complejo de proceso
Actualmente, constituyen una prioridad el desa- más grande en Bolivia.
rrollo de los megacampos en producción, San Alberto y
La planta tiene tres trenes de procesamiento del
San Antonio (Sábalo) y las inversiones que garantizan el energético con una capacidad de 6,7 MMmcd, cada una
contrato GSA con Brasil.
y suman un total de 20,1 MMmcd. Una posterior amDel mismo modo, el impulso del Bloque Caipipendi pliación (revamp) incrementó otros 2 MMmcd, haciendo
conformado por los campos Margarita y Huacaya, ade- un total de 22,1 MMmcd. La construcción y montaje del
más de Itaú en el Bloque XX y el Bloque conformado por Tercer Tren se inició el 13 de noviembre de 2009 e ingreIpati y Aquío para el cumplimiento del contrato vigente só en funcionamiento en diciembre de 2011.
Gas & Desarrollo
31
UPSTREAM
SAN ALBERTO
Este campo está ubicado en la Serranía de San
Antonio faja Subandina Sur en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija. La asociación está
conformada por Petrobras Bolivia S.A. (35%), YPFB
Andina S.A. (50%) y Total Bolivie (15%)
En este campo también se realizaron varias perforaciones de pozos con objetivos profundos. En la
gestión 2011 se perforó un pozo de desarrollo.
La Planta de Tratamiento de Gas tiene una capacidad nominal instalada de 13,2 MMmcd; y consta
de dos unidades modulares independientes. Ambos
módulos procesan íntegramente el gas natural producido por los pozos del campo, separando las fases
de gas, condensado y agua, acondicionándolos para
su comercialización.
YPFB Corporación y las operadoras tienen previsto importantes recursos en la perforación de los
integrado, además, por BG Bolivia (37.5%) y PAE E&P
Bolivia (25%). Estas compañías tienen previsto invertir hasta el 2015, $us 1.298 millones en el desarrollo
de los campos Margarita y Huacaya, en la perspectiva
de incrementar la producción de hidrocarburos a partir
de los pozos existentes. El campo Margarita comenzó
su producción sostenida en diciembre de 2004.
En mayo de 2012 se inauguró el nuevo módulo en
el megacampo Margarita-Huacaya que permitió elevar su capacidad de proceso de gas natural de 3 a 9
MMmcd, con lo que se triplicó la producción en este
megacampo. El objetivo de la segunda etapa es alcanzar una producción de 14 MMmcd a fines de 2013 y
llegar a 15 MMmcd en 2014 con la construcción de un
tercer módulo a cargo de Técnicas Reunidas.
El Margarita-4st resultó ser el pozo con el mayor
caudal de la cuenca Subandina al alcanzar 5,4 MMmcd,
tras el proceso de recompletación que se efectuó en
2011. Se prevé que este
pozo aporte 4
MMmcd, que
Constituyen una
se extraen de la
prioridad
formación Huamampampa
el desarrollo de los
H1b.
A la producción de estos
que contribuyen
pozos, se incoral aumento de
porará el caudal
del pozo Marproducción.
garita X-1 que
estaba en funcionamiento y
no fue necesario intervenir.
Entre las principales actividades del plan de desarrollo de este bloque figuran la completación definitiva
de dos pozos (MGR4 y HCYX1); construcción y montaje
del sistema de recolección y líneas exportación; construcción de módulo de la CPF de 6 MMmcd; perforación de pozo de inyección de agua; instalación de una
planta de tratamiento de agua e inyección de agua;
preinversiones necesarias para la implementación de
la Fase II del desarrollo.
megacampos
Planta de Gas San Alberto, Tarija
pozos SAL-15 y SAL-17, planchadas SAL-X11 y SAL16 (2012), ducto SAL-15 y una planta de agua, para
sustentar una producción de gas natural en 13,2
MMmcd.
La perforación del pozo SAL-15 finalizó después
de 7.884 metros y demandó una inversión aproximada de $us 65,3 millones, de parte de la asociación
YPFB Andina (50%), Petrobras (35%) y Total (15%).
El SAL-15, es el primer pozo perforado de la segunda fase del desarrollo del Campo de Gas San Alberto, y el primer pozo en Bolivia de tipo multilateral
(dos ramas), equipado con sistemas de válvulas de
producción inteligente y sensores de presión, temperatura y caudal para cada rama, donde se aplicaron
tecnologías de avanzada.
MARGARITA - HUACAYA
El Bloque Caipipendi está operado por la empresa
Repsol (37.5%) como parte del Consorcio Caipipendi
32 Gas & Desarrollo
ITAU
El proyecto de desarrollo del campo Itaú ubicado
en el Bloque XX Tarija Oeste demandará una significativa inversión para activar la producción en los pozos
X1 y X2 y la perforación del pozo X4.
El desarrollo del campo Itaú está dividido en dos
fases, en la primera se invertirán $us 20 millones con
el objetivo de iniciar la producción y aprovechar la ca-
entrada de producción del campo Itaú, el cual presenta conectividad con el campo San Alberto y Macueta
de Argentina, a través del pozo ITU-X2.
Repsol. La producción de gas de esta compañía
se debe principalmente a la explotación del campo
Margarita-Huacaya, que a su vez es el tercer campo
con mayor aporte de los campos productores de gas
en Bolivia. Esta compañía también registró un incremento en la capacidad de procesamiento de gas
como las intervenciones en los pozos MGR-3 MGR-4
y HCY-1.
Pluspetrol. Entre 2006 y 2012, esta compañía
incrementó la producción del energético con la incorporación de los pozos de los campos Curiche, Tacobo
y Tajibo. En el campo Curiche contribuyeron a este
propósito la entrada en producción de los pozos CUR1001 y CUR-1002, como también los pozos CUR-1004,
CUR-1006, y CUR-1003.
YPFB Andina. En los últimos tres años, esta subsiAPORTE DE LAS PETROLERAS
diaria incorporó producción de gas por la incorporación
De acuerdo al porcentaje de aporte de cada em- de pozos del reservorio Iquiri en el campo Río Grande,
presa, actualmente las compañías operadoras que así como también perforaciones e intervenciones en el
aportan con mayor producción de gas son Petrobras campo Yapacaní y la entrada en producción del Campo
Bolivia y Repsol. Principalmente, la producción tan- Patujú.
to de gas como de condensado de Bolivia se debe al
Matpetrol. Presenta el campo Tatarenda, el cual es
aporte de los campos mayores de gas, entre los que productor de petróleo.
se puede mencionar a Sábalo, San Alberto, Itaú y MarPor su parte PESA y Vintage se encuentran en etagarita-Huacaya.
pas pronunciadas de declinación.
BG Bolivia. Esta compañía incrementa su proPara el incremento de producción de hidrocarburos
ducción debido a la perforación e intervención de po- está lanzada la convocatoria de modo que otras emzos localizados en los campos Palo Marcado, el Es- presas petroleras internacionales también se asocien
condido y La Vertiente.
con el Estado bajo las reglas de la Nacionalización de
YPFB Chaco. En esta última parte del periodo los Hidrocarburos, que configura una nueva relación
2006 a 2012, se tuvo un
progresista y emergente.
Aporte de Empresas en Gas de Ventas importante incremento de
El desarrollo de los megaTotal VINTAGE
0.86%
producción debido a la incampos busca incrementar
Total BRITISH GAS
corporación de pozos de los
la producción de hidrocarbuTotal ANDINA
2.13%
8.88%
campos Palomentas NW,
ros y las reservas certificaTotal REPSOL YPF
Junín, Dorado y Dorado Sur,
das de gas natural, petróleo y
16.57%
Bulo Bulo, Santa Rosa y Caotros hidrocarburos asociaTotal CHACO
10.47%
Total rrasco Este
dos, es así que a mediados
PLUSPETROL
Total PESA
4.89%
Petrobras Bolivia. La
de 2013 se incrementará la
0.97%
producción en los campos
capacidad de proceso de gas
Sábalo y San Alberto para el
natural en las plantas con la
periodo 2006 se incremenpuesta en marcha de Itaú,
tó por la incorporación de
Margarita Fase II y Yapacaní
pozos como la ampliación
con un volumen promedio de
de capacidad de proceso.
80 MMmcd.
Total PETROBRAS
55.24%
Para el campo Sábalo y en el
YPFB enfrenta nuevos
periodo indicado se tuvo la
desafíos con la finalidad de
incorporación de los pozos
incrementar la perforación
SBL-5, SBL-7 y SBL-8. Para
de pozos y el correspondiente
el Campo San Alberto se incorporó la producción de crecimiento de la producción en los últimos años. La
los pozos SAL-15, Workover SAL-X11 y con el inicio curva de producción continuará ascendente en función
de producción del SAL-17. También se debe añadir la a las inversiones que encara la Corporación y el sector.
pacidad ociosa en la planta de San Alberto, sin aguardar a que Itaú construya su propia planta.
Para la segunda fase del proyecto se estima una
inversión complementaria de $us 330 millones para
alcanzar una producción de gas natural de 5 MMmcd
y condensado asociado en el orden de 4.400 barriles
por día (BPD).
Para lograr este objetivo se precisa realizar tareas técnicas de re-entry (volver a la entrada) de
los pozos Itaú X1 y X2 hasta alcanzar la formación
Huamampampa, asimismo la perforación del pozo
Itaú X4, construcción de facilidades de producción en
planchadas y líneas de recolección.
Adicionalmente, se tiene previsto la construcción
de la planta de procesamiento de gas para Itaú, que
estará ubicada en los predios de la actual planta de
gas de San Alberto y que tendrá una capacidad de 5,7
MMmcd.
Gas & Desarrollo
33
UPSTREAM
Los recursos hidrocarburíferos
Una oportunidad
latente para el país
POTENCIAL. Los estudios geológicos realizados a lo largo de más de 75 años por
YPFB han permitido definir una vasta zona de interés petrolero, la misma representa
una extensión de un 48% del territorio boliviano.
Ing. Luis Carlos Sánchez Arregui
Gerente de Evaluación de Recursos
Hidrocarburíferos
YPFB Corporación
PERFIL
Es ingeniero petrolero de la
Universidad Industrial de
Santander, Colombia, tiene
estudios en Maestría de Gas
Natural en la Universidad del
Zulia, Venezuela.
Posee estudios de diplomado
en Gerencia de Gas Natural y
de diseño de unidades de tratamiento y procesamiento de
gas natural de la Universidad
Industrial de Santander.
EXPERIENCIA
Ha sido docente de pregrado y
postgrado en el área de hidrocarburos en diferentes universidades de Bolivia y Venezuela.
Fue consultor de empresas de
servicios petroleros en Colombia, Venezuela y Bolivia. En el
2010 fue Ingeniero de reservorios de YPFB Chaco.
34 Gas & Desarrollo
B
olivia es reconocida por su
gran potencial de hidrocarburos. Recientes estudios identifican que los
niveles de prospectividad
de hidrocarburos en Bolivia se encuentran alrededor de 60 trillones
de pies cúbicos (TCF) de gas natural
y 2.500 millones de barriles de líquidos de petróleo crudo y condensado.
El horizonte de perspectiva potencial
incluso puede ser conservador para
algunos especialistas, por tanto se
requiere de mayores fundamentos
técnicos para elevar las cifras de los
prospectos que se advierten en todo
el territorio boliviano.
En este contexto se encuentra
YPFB Corporación, con la necesidad
apremiante no sólo de elevar los indicadores de hidrocarburos que de
manera natural se encuentren en el
subsuelo, sino para iniciar una exploración agresiva del vasto territorio de interés hidrocarburífero que
detenta Bolivia, y que es sin ninguna
duda una responsabilidad de primer
orden.
No obstante, al analizar las reservas ahora certificadas de los hidrocarburos, se identifica que Bolivia
es un actor marginal dentro del contexto internacional. Regionalmente
tenemos alguna importancia gravitacional, sobre todo porque abastecemos de gas natural a los parques
industriales del centro y sur del Brasil, además de sus cinturones poblacionales; asimismo ayudamos con la
provisión de gas a la Argentina cuya
matriz energética se encuentra casi
totalmente volcada al gas natural.
Pero siguiendo el hilo conductor al
que me remito en primera instancia,
Bolivia no aparece ni siquiera en los
20 primeros puestos de importancia
hidrocarburífera, únicamente se encuentra alguna relevancia regional
sobre el gas natural que a su vez se
resumen en las reservas probadas
de nuestros tres megacampos.
En esta ocasión, se describe las
zonas y particularidades de las locaciones geológicas donde potencialmente se encuentran los yacimientos, además de las oportunidades latentes que
se despliegan de ellas. Una perspectiva de largo plazo, retos que tiene y debe asumir YPFB en el marco
de desarrollo de proyectos exploratorios, los cuales sin duda contribuirán a retomar el crecimiento
del sector y a conformar una estructura energética
autosustentable, lo que catapultará a Bolivia como
actor geopolítico de importancia, donde la empresa
estatal controlará las reservas.
Los estudios geológicos realizados a lo largo de
más de 75 años por YPFB han permitido definir una
vasta zona de interés petrolero, la misma representa una extensión de un 48% del territorio nacional
(53.5 millones de hectáreas) que comprende a todos
los departamentos que constituye Bolivia. Producto
de esta vasta extensión, de acuerdo a las características geológicas, morfoestructurales y evidencias de
hidrocarburos, se han categorizado 8 Plays petroleros (Madre de Dios, Subandino Norte, Llanura Beniana, Subandino Sur, Pie de Monte, Llanura chaqueña,
Altiplano y Pantanal; excepto el Pantanal, todos ellos
con cobertura exploratoria ya realizada. En otras palabras, dichos Plays son categorizaciones geográficas utilizadas por los geólogos en Bolivia.
Las áreas exploratorias en las que se sitúan los
2.500 millones de barriles se encuentran asociados en su gran
mayoría a los
Plays Madre de
Dios,
Llanura
Las áreas en las que
Beniana y Altise ubican los
plano, los dos
primeros tienen
características
morfoestructurales muy similares, donde los
se encuentran
esfuerzos comasociados en tres
presionales de
Plays petroleros.
la cordillera occidental no han
sido muy fuertes
provocando de
esta manera pliegues muy suaves que se van acuñando hasta el cratón de Guaporé.
En el Play Madre de Dios se han llegado a perforar cinco pozos de los cuales uno, el pozo Pando
X1, ha sido descubridor de petróleo crudo de una
gravedad API de 32, pero no ha sido considerado comercialmente viable, por múltiples variables de logística: distancia con centros poblados, inexistencia
de facilidades y transporte, etc. Sin embargo, es un
hecho tácito que el petróleo que se encuentra en el
Play Madre de Dios es una de las mejores oportunidades futuras de exploración petrolera, ya que el
mismo proviene de las mejores rocas generadoras
que pueden existir, producto del alto Contenido de
Materia Orgánica Total (14% de COT). Por la evidencia de hidrocarburos y las características geológicas
de los Plays amazónicos, la reactivación exploratoria
en dichas áreas debe ser considerada de prioridad
nacional.
En cuanto al Play del Altiplano, el cual corresponde a la zona de intramontaña. YPFB hace más
de 40 años que está investigado los recursos hidrocarburíferos del área, recientemente (hace más de
una década) con la adquisición de sísmica 2D y en
más de 40 años, con la perforación de nueve pozos
exploratorios. La insistencia exploratoria no es una
sorpresa, dado que se observa abundantes oil seeps
y gas seeps en la región, así como la explotación de
hidrocarburos en el altiplano de países vecinos Pirin
en el Perú y Caimancito en la Argentina.
Queda mucho por explorar en el Altiplano. En términos de volúmenes se puede indicar que los tres
Plays petroleros descritos agrupan casi las dos terceras partes del volumen total de petróleo y condensado de todo el territorio nacional por descubrir.
Permaneciendo en el noroeste del país, se encuentra, el Play Subandino Norte, una zona geológica donde los esfuerzos tectónicos han sido fuertes,
2.500 millones
de barriles
Pozo Itu, Tarija
llegándose a obtener en algunos puntos estructuras
anticlinales con buzamientos de casi 90° de inclinación. Este Play presenta gran potencial de hidrocarburos líquidos y de igual forma de gas natural, sin
embargo, la afectación de varias áreas protegidas
tales como: Madidi, Pilón Lajas, TIPNIS, inviabilizan el
desarrollo de actividades de investigación petrolera
en cada una de ellas.
Pero es importante hacer notar y entre paréntesis que en la actualidad se han desarrollado tecnoGas & Desarrollo
35
UPSTREAM
logías avanzadas respetuosas del medio ambiente
para realizar actividades exploratorias prospectivas.
El desarrollo tecnológico de prospección hidrocarburífera con la menor depredación o impacto negativo
en el medio ambiente, dinámica operativa que se
transforma en una oportunidad que no debe ser desaprovechada para explorar un área con un enorme
potencial.
Son esfuerzos y actividades que un principio tienen el propósito de confirmar la presencia de los hidrocarburos, de lo contrario, la incertidumbre y la especulación de los potenciales recursos se quedarán
en escritos de geólogos aventureros de los años 70
del siglo pasado. En términos de volúmenes es posible señalar que casi un tercio de los recursos totales de gas convencional de Bolivia se encuentran en
esta zona geomorfológica, tal como lo confirman los
nuevos descubrimientos de hidrocarburos realizados
en el Subandino peruano ubicado al norte de nuestro
Play “Subandino Norte”.
Contemplando el sur de Bolivia, se advierte lo que
se denomina Subandino Sur, cuyas características
geológicas son particulares. En general se encuentra
dominada por grandes esfuerzos tectónicos, conformándose trampas estructurales de gran extensión
y con grandes espesores de arenas productoras generalmente de las formaciones Huamampampa, Icla
y Santa Rosa. A pesar del desarrollo de la explotación de hidrocarburos, este Play aun presenta grandes extensiones que quedan por explorar sobre todo
las ubicadas al Noroeste, donde muy poca adquisición sísmica se ha realizado, lo cual genera una gran
oportunidad de investigación en procura de descubrir
hidrocarburos más asociados a gas natural y a condensados.
En lo que se refiere a la afectación de áreas protegidas, este Play petrolero está influenciado por
los parques nacionales Iñau y Aguaragüe, los cuales
cubren importantes extensiones de terrenos donde
precisamente se han visualizado varios leads exploratorios. De igual forma que el Subandino Norte, en
esta área sur, ya se tienen las herramientas a disposición para realizar la exploración hidrocarburífera responsable con el medio ambiente. En lo que
corresponde a volúmenes de hidrocarburos en este
Play estaría asociado las dos terceras partes de los
recursos de gas natural de todo el país.
Ya en las faldas de la serranía hace su presencia
el Play de Pie de Monte, una zona caracterizada por
una tectónica no muy fuerte, pero que da a lugar a
entrampamientos convencionales de hidrocarburos
(anticlinales) y que al mismo tiempo ha reducido de
cierta manera el avance de los hidrocarburos al bor-
36 Gas & Desarrollo
de de la cuenca. Muchos campos de producción de
petróleo y gas de Bolivia están ubicados en esta área,
se puede decir que después del Subandino Sur, este
Play es el segundo en mayor importancia en lo referente a descubrimientos de gas y condensados.
Por último, los Plays Llanura Chaqueña y Pantanal, poco investigados, sobre todo el Play del Pantanal. Dichos Plays tienen la característica de ser influenciados muy poco por los esfuerzos tectónicos,
lo cual procura otras metodologías para encontrar
yacimientos, dado que las trampas convencionales
son difíciles de encontrar. Básicamente, el tipo de
trampas hidrocarburíferas se encuentra asociado a
las estratigráficas o combinadas, lo cual implica que
la metodología de investigación debe ser distinta a la
realizada en el Subandino y Pie de Monte.
En el Play de llanura Beniana se ha realizado la
adquisición sísmica que así lo demuestra, como
también la perforación de varios pozos que no han
llegado a ser productores a excepción del Tita-Techi,
el cual corroboró la existencia de hidrocarburos líquidos.
Conforme a diversas fuentes, el estado de recursos hidrocarburíferos convencionales en el mundo
se encuentran en franca declinación. Nuevas técnicas, muchas de ellas más restrictivas técnicamente
e incluso cuestionadas medioambientalmente han
surgido con el objeto de sustituir la citada declinación, ahora llamado como hidrocarburos no convencionales (Shale oil & gas, tight oil & gas, CBM (coalbed
methane), e hidratos de metano (methane clathrates), el cual ya comienza a trastornar los equilibrios
actuales.
Bolivia no debe excusarse a realizar estudios minuciosos de estos recursos para su correspondiente
planificación en el futuro. Conforme al más reciente
estudio de la Agencia Internacional de Energía (EIA)
indica que Bolivia cuenta con un potencial de recursos recuperables de 47 TCF de gas no convencional,
localizadas precisamente en toda la zona de la llanura chaqueña, Pie de Monte y parte del Subandino
Sur, información que de momento manejamos con la
mayor responsabilidad del caso, dado que son cifras
probabilísticas y de fuentes externas. La EIA lógicamente obvia los posibles recursos contenidos en la
Llanura Beniana y la Cuenca Madre de Dios, donde
geocientistas de nuestra Gerencia de Evaluación de
Recursos Hidrocarburíferos infieren la presencia de
Shale oil.
YPFB está realizando actualmente los estudios
para conocer las potencialidades de este recurso y
tenerlas en cuenta como reservas, ya que Bolivia aún
cuenta con suficientes recursos convencionales de
gas y petróleo que son de más fácil explotación.
Queda mucho trabajo exploratorio por realizar
que implica enormes esfuerzos financieros para
asumir el riesgo concomitante que el país debe estar
consciente de reconocer. Las oportunidades exploratorias se encuentran en nuestras tierras, demandante de inversiones y actividad científica, a fin de
explotar los hidrocarburos que siempre han estado
ahí.
Existen muchos desafíos de salvar, desde la mejora de la actual normativa hidrocarburífera y otras
leyes concomitantes e interrelacionadas con los hidrocarburos, hasta generar las condiciones básicas
de infraestructura. Asimismo, es imprescindible no
dejar de tomar en cuenta que quedan pocas megaestructuras situadas en las provincias petroleras de Bolivia, por lo que es ineludible investigar las
trampas estratigráficas que radicalmente se han visualizado en la cuenca Madre de Dios, Llanura Beniana y la llanura Chaqueña; muy importantes prospectos
que deben llegar a la luz como proyectos en ejecución
en menos de ocho años. Esa es nuestra apuesta.
Gas & Desarrollo
37
UPSTREAM
Desarrollo de los proyectos
La importancia
de las reservas
ACTIVOS. Las reservas son aquellas cantidades de hidrocarburos que se prevé serán comercialmente recuperables por medio de la ejecución de proyectos de desarrollo, aplicados en acumulaciones conocidas a partir de una fecha en adelante.
Ing. Mario Arenas Aguado
Gerente General
YPFB Andina S.A.
PERFIL
Es Ingeniero Químico titulado en la Universidad Gabriel
René Moreno con estudios de
Maestría en Gas & Petróleo
en la Universidad Privada de
Santa Cruz.
Tiene cursos y especializaciones en Entrenamiento en
Plantas GLP Cía. ”Tenneco
Oil” O.W. Ward Plant. MCallen, Texas; Drilling Technology NL Career Development
Center, Houston-Texas, entre
otros.
EXPERIENCIA
Fue Jefe Distrital de Producción y Director de Operaciones en la Gerencia de Producción. En 2005 fue Gerente de
Control de Producción y en
2007 fue designado Gerente
Nacional de Fiscalización.
38 Gas & Desarrollo
D
entro del sector de Exploración & Producción
la obtención de buenos
resultados pasa por una
gestión adecuada de los
activos en hidrocarburos. Un completo conocimiento de los activos es
fundamental para la gestión de la
compañía. Para ello se precisa tener una apreciación clara de cómo
los activos van cambiando como resultado de la exploración, delineación y desarrollo de los campos.
Los informes de reservas son
una herramienta básica para la gestión de los activos de toda empresa petrolera en el mundo. Además
se lo necesita para cumplir con la
obligación de mantener informados
tanto a organismos oficiales como a
los analistas financieros.
RESERVAS, SU IMPORTANCIA
Las reservas de Hidrocarburos
son la base principal para el funcionamiento y proyección de las em-
de analistas e inversores le facilita a cualquier
compañía el acceso a los mercados de capital y
ayuda a la valorización de las acciones.
Es muy importante, con el fin de planificar y manejar el negocio, tener un claro entendimiento de
los volúmenes de hidrocarburos con que se cuenta
para producir tanto como conocer si esas cantidades estarán disponibles para el desarrollo de campos, implementación de avances tecnológicos para
luego continuar con el ciclo virtuoso: Exploración,
Desarrollo y Producción.
DEFINICIÓN DE RESERVAS (SPE-PRMS)
Las reservas son aquellas cantidades de petróleo que se prevé serán comercialmente recuperables por medio de la aplicación de proyectos de
desarrollo, aplicados en acumulaciones conocidas
a partir de una fecha en adelante y bajo condiciones definidas.
Las reservas son categorizadas
Las reservas son
de acuerdo al
descubiertas,
nivel de incerrecuperables,
tidumbre asociado con las
estimaciones
y pueden ser
y remanentes. Se
sub-clasificacategorizan
das basado en
como Probadas,
la madurez del
proyecto y/o
Probables y Posibles.
caracterizadas
por su estado
de desarrollo y
producción (desarrolladas y no-desarrolladas).
Las reservas deben además satisfacer cuatro
criterios: ser descubiertas, ser recuperables, ser
comerciales y ser remanentes (en la fecha de la
evaluación) basado en el/los proyecto(s) de desarrollo aplicado(s). Las reservas son categorizadas
como, Probadas, Probables y Posibles.
Reservas Probadas (P1).- Se definen como el
volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas
evaluadas a condiciones atmosféricas y bajo condiciones económicas actuales, que se estima serán
comercialmente recuperables en una fecha específica, con una certidumbre razonable, derivada del
análisis de información geológica y de ingeniería.
Dentro de las reservas probadas existen dos
tipos:
•Las desarrolladas, aquellas que se espera sean
recuperadas de los pozos existentes con la infraestructura actual y con costos moderados de
inversión.
•Las no desarrolladas, que se definen como el volumen que se espera producir con infraestructura y en pozos futuros.
Reservas Probables (P2).- Se constituyen por
aquellos volúmenes de hidrocarburos, cuyo análisis de la información geológica y de ingeniería sugiere que son más factibles de ser comercialmente
recuperables, que de no serlo. Si se emplean métodos probabilísticos para su evaluación existirá
una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores a la
suma de las reservas probadas más las probables.
Las reservas 2P, por tanto, son constituidas por la
suma de las reservas probadas más las probables.
Reservas Posibles (P3).- En cambio, se caracterizan por tener una recuperación comercial, estimada a partir de la información geológica y de
ingeniería, menor que en el caso de las reservas
probables. Así, si se utilizan métodos probabilís-
comerciales
presas de Exploración y Producción;
constituyéndose en el pilar y referente que las hace prosperar y crecer económicamente.
Con ellas se gerencia la cartera
de activos de la compañía, y los datos derivados de su análisis se usan
internamente para medir su desarrollo y determinar los coeficientes
de amortización de capital. Por tanto, estas se constituyen en la base
tangible de la actividad de Exploración, Desarrollo y Producción de Hidrocarburos.
•Internamente, los volúmenes informados son utilizados para la
Gestión del Portafolio de Activos
(Ciclo de Planificación a corto, medio y largo plazo)
•Externamente, sirven para que
accionistas e inversores en general, puedan evaluar su capacidad
financiera y las posibilidades de
crecimiento y para que los analistas juzguen su situación dentro de
la industria. Una buena evaluación
ticos, la suma de las reservas probadas, probables
más las posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores a las 3P.
ADMINISTRACIÓN DE RESERVAS
A modo de ejemplo, una empresa de E&P, debe
mantener un acuerdo con una empresa internacional de reconocida capacidad para la implantación de un sistema de control de reservas, el cual
debe seguir las mejores prácticas de la industria con
el objeto de garantizar la transparencia e independencia en la gestión de las mismas (ver cuadro).
En la estructura operativa, la Gerencia de Desarrollo debe tener una Jefatura de Reservas, la
cual lleve el Control y Seguimiento trimestral de
movimientos de reservas y nuevas incorporaciones, además de los volúmenes de reserva poniendo en práctica su Manual de Gestión de Reservas.
Dentro de las funciones de esta jefatura, se tiene:
Gas & Desarrollo
39
UPSTREAM
ADMINISTRACIÓN DE RESERVAS
Elaborar los estados financieros de
reservas de un modo objetivo,
estableciendo controles internos y externos.
Informar con veracidad
al mercado y a los
accionistas.
Acuerdo de
Colaboración
Adecuarse a los
requerimientos de las
entidades reguladoras
de los mercados y de
las administraciones
pertinentes.
Operadora de 13 campos con tecnología de punta
YPFB Chaco, un aporte
a la producción de gas
ZONA PETROLERA. Ocupa un expectante segundo lugar entre las que regularmente contribuyen a la exportación de gas; y en cuanto a la producción de hidrocarburos
líquidos, enfoca su dedicación a atender el aprovisionamiento del mercado interno.
Basar los estados financieros y contables en
estimaciones de reservas ajustadas
a la realidad.
•Coordinar con todo el equipo técnico de Ingenieros y Geólogos para definir los movimientos a realizar, los cuales tienen que estar bajo las normas
aplicadas en el Manual de Gestión de Reservas.
•Periódicamente informar al Directorio de la Sociedad vía la Gerencia General acerca de los movimientos trimestrales realizados, elaborando documentos respaldatorios de estos, justificando los
volúmenes de reservas estimados por el Grupo de
Ingenieros en una Auditoría de Reservas que se
lleva a cabo una vez al año.
Finalmente elaborar los libros oficiales de Reservas de la Cía. las cuales están discriminadas por
categorías (probadas Desarrolladas, Probadas No
Desarrolladas, Probables y Posibles) expresadas en
valores Gross & Netos
Una unidad de negocio de E&P de la Corporación,
que se define como la unidad técnica responsable de
sus activos, cuenta necesariamente con los profesionales capacitados para ser referentes como:
•Qualified Reserves Coordinator (QRC).- El QRC será
el punto principal de relación entre la Unidad de
Negocios y el Grupo de Reservas. Este discutirá con
el equipo técnico sobre los cambios de las reservas
y recursos contingentes en la Unidad de Negocios
40 Gas & Desarrollo
en el periodo anterior. El QRC instruirá a los equipos técnicos que preparen la documentación para
la auditoria interna. Las revisiones de reservas y
recursos contingentes incluyen cambios en las reservas o recursos contingentes, caudales de producción, impacto económico, planes de desarrollo,
perfil de riesgo y temas contractuales (incluyendo
cambios de propiedad). Luego, el QRC estimará
cuanto tiempo podría llevar la auditoria interna basado en el número de cambios materiales, para que
así el equipo de Auditoria pueda hacer los arreglos
apropiados.
•Qualified Reserves Estimators (QRE’s).- E l Q R E
como la persona quien es designado responsable
de estimar y evaluar las reservas y otra i n f o r m a ción de reservas. Un Estimador de Reservas podría
hacer las estimaciones y evaluaciones personalmente o podría supervisar y aprobar la estimación
y evaluación de otros. Las calificaciones del Estimador de Reservas dentro de la Unidad de Negocios seguirán las guías SPE para las calificaciones
de reservas.
Los QRE’s están conformados por los Ingenieros
de Reservorios de la Gerencia de Desarrollo, quienes
son capacitados permanentemente tanto en el país
como en el exterior, con el objeto de estar suficientemente avalados para desarrollar su trabajo.
Ing. Carlos Sánchez Chavarría
Gerente General
YPFB Chaco S.A.
PERFIL
Es Ingeniero Petrolero titulado en la Universidad Mayor
de San Andrés (UMSA).
Posee cursos de postgrado
en Desarrollo y Gestión Ambiental, Gestión de la Calidad
NB-ISO 9000:2000 y en proyectos de Gas Natural.
EXPERIENCIA
Tiene más de 30 años de experiencia en actividades de
perforación, producción, plantas de gas y auditorías técnicas en empresas nacionales e
internacionales. De ese tiempo, 26 años los dedicó a YPFB
iniciando sus actividades en
el Campo Camiri.
En el exterior trabajó como
Superintendente de Producción de Pluspetrol.
S
omos
una
empresa,
constituida
mayoritariamente por capitales
nacionales, y un brazo
operativo de YPFB Corporación, que incursiona en todas las actividades inherentes al
upstream. Los exitosos resultados
que hemos obtenido, están vinculados a la tecnología de punta
que utilizamos en todas nuestras
actividades; y a la capacidad para
procesar los hidrocarburos que
Gas Licuado de Petróleo REPSOL 2% OTROS 3% YPFB ANDINA 10% YPFB GASYRG 19% YPFB CHACO 36% YPFB REFINACIÓN 30% producimos de los 13 campos que
operamos. Un especializado grupo
humano de profesionales, técnicos
y administrativos, nos permite que
en el presente estos logros sean
una realidad, y para el futuro se
avizoren objetivos aun de mayor
envergadura y trascendencia.
TECNOLOGÍA, EFICIENCIA
Y EXPERIENCIA
En esa línea, nuestras actividades de exploración y desarrollo
de campos se realizan bajo modernos sistemas de investigación,
recurriendo a software`s de última
data; y en la operación de las plantas criogénicas de Vuelta Grande,
Carrasco, y Kanata se apela a la
experiencia para lograr la mayor
eficiencia de recuperación de gas
licuado de petróleo (GLP); factores
que nos posesiona en el primer lugar como productor y proveedor
de ese producto en el país.
Gas & Desarrollo
41
UPSTREAM
CAPACIDAD DE PROCESO
Nuestra solvencia para procesar
el gas natural, y la capacidad de la
infraestructura con la que contamos,
nos permiten procesar todo lo que
producimos, y recibir gas en las Plantas de Kanata y Vuelta Grande volúmenes importantes del Campo Víbora
(YPFB Andina) y el Gasoducto YABOG
para extraer los licuables excedentes
que existen en esas corrientes.
Las operaciones de YPFB Chaco S.A.
APORTE DE GAS NATURAL Y LÍQUIDOS
El control de la producción, para regular la explotación racional de los yacimientos, el mantenimiento y la
permanente observación de los pozos, son los objetivos que perseguimos, en la visión de optimizar la recuperación de los hidrocarburos, y mantener estables los
volúmenes de gas y líquidos con los que aportamos a la
producción nacional.
En esa línea, ocupamos un expectante segundo lugar entre las empresas que regularmente contribuyen
a la exportación de gas; y en cuanto a la producción de
hidrocarburos líquidos, enfocar prioritariamente nuestra dedicación de cubrir el mercado interno.
EL FUTURO
La exploración de nuevas áreas, es el objetivo estratégico que nos hemos impuesto para los próximos
cinco años. Bajo esa visión, el proceso de selección de
áreas, entre las que dispone la Empresa, está por culminar; y la gestión de solicitud de otras potencialmente
interesantes se mantiene vigente. En tanto se cumpla
esta etapa, el ingreso agresivo a la fase efectiva de exploración será inminente.
Crudo, Condensado y Gasolina Natural Entregas Fiscalizadas de Gas Natural YPFB CHACO 11% YPFB CHACO 12% YPFB ANDINA 8% MANTENIMIENTO
Los logros obtenidos, van de la
mano de las acertadas políticas que
en materia de inversiones y programas se han establecido para la gestión. Los resultados de la perforación
de los pozos BBL 12, PNW 4 y 5, JNN
4 y DRS 1003D han sido determinantes, por cuanto se restablece la estabilidad de la producción y garantiza
el cumplimiento de las cuotas comprometidas para la exportación y el
consumo nacional. En otros términos,
los 32,2 Mmpcd de gas que se han incrementado con la producción de estos pozos, permiten el equilibrio ante
la declinación natural de los yacimientos productores,
manteniéndose nuestra producción en promedio de
236.5 Mmpcd.
PETROBRAS 58% YPFB ANDINA 6% OTROS 5% OTROS 9% REPSOL 13% 42 Gas & Desarrollo
REPSOL 23% PETROBRAS 55% Un gigante de la integración y la cooperación
YPFB Petroandina en
el sector energético
ZONA PETROLERA. Muchos de los operadores privados que se encontraban bajo la
sombra de los contratos de riesgo compartido y en proceso de migración contractual,
sienten la presión de la existencia de un tercer actor con identidad soberana.
Dr. Jaime Arancibia Dávila
YPFB Petroandina SAM
PERFIL
Es Licenciado en Derecho de
la UMSA. Entre sus estudios
destacan diplomados en Educación Superior y en Derecho
del Petróleo y Gas Natural.
Posee cursos internacionales en la Unión Postal de Las
Américas.
EXPERIENCIA
En YPFB fue Asesor Legal,
Asesor Legal Comercial y Director Legal General.
En 2009 fue Director Titular de
YPFB Petroandina SAM y Asesor Legal de la compañía española SAPHIRE Finance LLP.
En 2010 fue Consultor invitado por el Ministro de Hidrocarburos para la elaboración
de la Ley de Hidrocarburos.
E
l 23 de enero de 2006 se firmaron dos Acuerdos de Cooperación en Materia Energética a través de los cuales,
los gobiernos de Bolivia y
Venezuela acordaron iniciar un proceso amplio y sostenido de integración
y cooperación en el sector energético,
con el fin de desarrollar y promover
las áreas de petróleo, gas, electricidad
y petroquímica, que contribuyan a la
consolidación de Petroamérica como
instancias de coordinación de políticas energéticas de la región.
El acuerdo de integración energética de Caracas, que establece las
acciones de Cooperación Solidaria y
el acuerdo sobre Operación en el Sector Energético entre ambos países,
establece entre las modalidades de
cooperación las bases para la conformación de empresas mixtas entre
YPFB y PDVSA para el desarrollo de
proyectos de exploración, producción,
refinación, cadenas de distribución,
procesamiento e industrialización de
hidrocarburos, precisando que dichas
empresas, cuando se constituyan en
Bolivia, tendrán mayoría accionaria de
YPFB y cuando se constituyan en Venezuela tendrán mayoría accionaria
de PDVSA.
Ambos acuerdos fueron aprobados y ratificados por las leyes 3429 y
3430 de 2006. A partir de este marco
normativo supranacional, nace YPFB
Petroandina SAM con una participación del 60% a favor de YPFB y 40%
de PDVSA Bolivia S.A., constituyendo
una Sociedad Anónima Mixta (SAM)
en base a dos contratos para la exploración y explotación de áreas reservadas a favor de YPFB.
La modalidad del contrato tiene
un componente que se diferencia con
relación a los contratos típicos en materia petrolera, como ser los contratos
de operación o los contratos de servicios. Para ambos se establece una
modalidad estructurada en un plan
mínimo de exploración que modifica
el sistema tradicional de la exploraGas & Desarrollo
43
UPSTREAM
ción por unidades técnicas comprometidas para buscar objetivos macro de fases exploratorias concretas.
Estos dos contratos fueron suscritos para el Subandino Norte en áreas no tradicionales, como ser Lliquimuni, Madidi, Chispani, Chepité y Securé, donde en
el plazo de cinco años se deberían realizar estudios de
geología de superficie, aerogravimetría, magnetotelúrico, estudios geológicos, adquisición y procesamiento
de sísmica 2D para concluir con pozos exploratorios, si
los estudios antes citados mostraban prospectos interesantes. Del mismo modo en el Subandino Sur, se
tienen los bloques de Tiacia, Aguaragüe Norte, Aguaragüe Centro, Aguaregüe Sur A, Aguaragüe Sur B, Iñau
e Iñaguazú con actividades de sísmica, interpretación,
perforación, si existen prospectos interesantes.
La proyección de la inversión, realizada en los planes mínimos de exploración para ambos contratos
Norte y Sur, se encontraba proyectada en $us 242,2
millones para el Subandino Norte y $us 646,1 millones
para el Subandino Sur. Esta proyección de inversiones
Suband
ino Nor
te
LLIQUIMUNI
en el momento histórico en el que se firmaron los contratos a favor de la empresa YPFB Petroandina SAM,
es decir a finales del año 2008, eran impensables frente al momento que la industria de los hidrocarburos
estaba atravesando.
El nacimiento de YPFB Petroandina SAM se constituye en una fuerte herramienta de negociación para
la migración de los contratos petroleros. Muchos de
los operadores privados que se encontraban bajo la
sombra de los contratos de riesgo compartido y que
se encontraban en proceso de migración contractual,
sienten la presión de la existencia de un tercer actor
con identidad soberana en el sector hidrocarburífero.
Desde el punto de vista geoestratégico, YPFB Petroandina SAM, se convierte en el puntal para el desarrollo exploratorio en áreas no tradicionales y fundamentalmente en el Norte de La Paz. Si bien han
44 Gas & Desarrollo
existido algunas labores exploratorias en los bloques
de Río Hondo, Tiuichi y Sécure a cargo de operadores
privados, mediante contratos de riesgo compartido,
fueron labores que concluyeron con declaratorias de
fuerza mayor precisamente por el costo que representa una labor seria de exploración. Entonces la decisión
de iniciar la exploración más grande en lectura e interpretación sísmica y otros estudios ha sido, es y será
una verdadera decisión geoestratégica, geopolítica y
de integración nacional.
La prospección sísmica del Bloque Lliquimuni, históricamente puede considerarse como la más grande
de los estudios realizados en el país con 1.093 Km,
iniciada en 2008, en dos estructuras potenciales Lliqumuni Norte y Lliquimuni Centro.
El Bloque 32 se encuentra ubicado en la Zona
Centro Oeste del Subandino Norte Boliviano, entre el
ámbito geotectónico de la cordillera oriental y el resto
de los alineamientos estructurales de la faja plegada,
fallada y corrida de piel delgada. En el área cerrada de
156 Km de la
formación denominada
Tomachi,
las
Se estima un potencial
tareas de prospección sísmica
de
e interpretación
de datos identificaron
dos
en la formación
formaciones
geológicas en la
Tomachi, además de
que se estima
1 TCF de gas natural.
un potencial de
50 millones de
barriles de petróleo o crudo,
además de 1 TCF de gas natural asociado.
Este resultado nos permite continuar con la perforación exploratoria del pozo denominado LQMC-X1.
Este proceso exploratorio despertó el interés regional
exploratorio. Perú desarrolla labores de lectura e interpretación sísmica.
Dentro del Contrato de Exploración para el Subandino Sur, se tiene programada la perforación del Pozo
Timboy y la conclusión de la lectura e interpretación
de trabajos de sísmica, geología de superficie y otros
ampliamente difundidos.
Nuestro compromiso con el Estado Plurinacional de Bolivia, es el de trabajar de una manera técnica, científica e integradora en lo social manteniendo
nuestros valores en todo nuestro desempeño y el firme compromiso de cumplir con los planes mínimos de
exploración establecidos contractualmente con YPFB.
50 millones
de BPD
Perforación de pozos
Nuevas tecnologías
en el Subandino Sur
MODERNIDAD. La aplicación del sistema VertiTrak combinado con Trépanos Kymeras en las perforaciones de los pozos MGR-5, MGR-6 y ICS-2, mostró resultados óptimos en las formaciones del Carbonífero, pues permitió reducir tiempos y costos.
Ing. Miguel Ángel Bandeira Suárez
Fiscal de Perforación e Intervención
YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero Petrolero graduado de la Escuela Militar de
Ingeniería (Santa Cruz).
Experiencia profesional:
Posee amplia experiencia
en el área de perforación de
pozos de Gas y Petróleo con
aplicaciones tecnológicas.
Tiene conocimientos en elaboración de programas de
perforación, diseño y construcción de pozos.
Está capacitado ante la ocurrencia de un amago o descontrol de pozos.
Desempeña funciones en la
Unidad de Control de Perforación e Intervención dependiente de la Gerencia Nacional de Fiscalización.
L
a actividad de perforación de
pozos especialmente en el sur
del país, presenta diariamente
elevados costos de operaciones, por lo que un desgaste
prematuro o falla de algún componente de la sarta de perforación incrementa los tiempos y costos de perforación.
El sistema de perforación VertiTrak
logra vencer ese desafío, pues este
sistema auto dirigido proporciona los
medios para perforar desde la superficie hasta la profundidad final del pozo,
manteniendo automáticamente la verticalidad con Inclinación 0° y un Dogleg
< 2°/100 pies de la trayectoria durante
la perforación (Ver Figura 1), logrando
mejor velocidad de penetración (ROP) y
menores días de perforación.
RESULTADOS ÓPTIMOS
La aplicación del sistema VertiTrak
combinado con Trépanos Kymeras en
las perforaciones de los pozos MGR5, MGR-6 y ICS-2 en el Subandino Sur,
mostró resultados óptimos con exce-
lentes rendimientos en la velocidad de
penetración (ROP), control de la verticalidad (Incl. 0°) en las formaciones del
carbonífero (zonas con altos porcentajes de diamictitas), reduciendo tiempos
y costos de operaciones.
La aplicación de este sistema incide en forma directa e indirecta en la
eficacia del control de la verticalidad en
formaciones del carbonífero y especialmente su relación y/o efecto con la
perforación en zonas con altos porcentajes de diamictitas.
Durante la perforación, esta roca
abrasiva desgasta prematuramente
al trépano causando disminución en la
velocidad de penetración (ROP) y que
pueden ser la causa de la ineficiencia
de la perforación con los sistemas convencionales. Todo esto causa imprecisión en el alcance del objetivo programado e incrementa los tiempos y los
costos de operaciones de perforación
del pozo.
El sistema de perforación VertiTrak,
es una herramienta de alta eficiencia
Gas & Desarrollo
45
La actividad de perforación de pozos especialmente en el sur del país, presenta diariamente
elevados costos de operaciones, por lo que un desgaste prematuro o falla de algún
componente de la sarta de perforación incrementa los tiempos y costos de perforación.
UPSTREAM
El sistema de perforación VertiTrak logra vencer ese desafío, pues este sistema auto dirigido
proporciona los medios para perforar desde la superficie hasta la profundidad final del pozo,
manteniendo automáticamente la verticalidad con Inclinación 0° y un Dogleg < 2°/100 pies de
la trayectoria durante la perforación (Ver Figura 1), logrando mejor velocidad de penetración
(ROP) y menores días de perforación.
Figura 2
Figura 1
Nuevo reto para encontrar hidrocarburos
Sísmica 3D
Itaguazurenda
PROSPECCIÓN. El proyecto se encuentra en la fase de apertura de brechas, levantamiento topográfico, perforación y cargado de pozos; se espera culminar con la etapa
de Desmovilización y Remediación en los primeros meses de 2013.
Pozo X-2
Ing. Donald Osinaga Cabrera
Pozo X-3
Figura 1. Lecturas Direccionales
Fuente: Baker Hughes/INTEQ
en la perforación de pozos verticales (Ver Figura 2), que
combina la sección de potencia de un motor de fondo
X-Treme con un conjunto de cojinetes modificado que
consiste en aletas triaxiales, dirigidas para contrarrestar
la tendencia natural de la formación.
La electrónica ofrece un sistema digital completo
de lazo cerrado en el fondo del pozo que mide cualquier
desviación de la vertical. También el VertiTrak provee de
un Pulsador Positivo de lodo para la transferencia de datos a la superficie.
El sistema VertiTrak mantiene la verticalidad del
pozo automáticamente (elimina el tema de rotación y
el desgaste prematuro de la cañería), sin comprometer
los parámetros críticos de perforación (Caudal de presión,
Peso sobre el trépano o Velocidad del trépano).
Las formaciones del carbonífero en el Subandino Sur en
general son difíciles de perforar, en especial aquellas formaciones heterogéneas con alto contenido de diamictitas
las cuales nos producen elevados costos de perforación.
Por tal motivo es que las empresas petroleras consideran en sus programas de perforación la utilización
del sistema VertiTrak con trépanos Kymeras para las futuras perforaciones en el Subandino Sur de Bolivia, como
por ejemplo las perforaciones de los pozos de desarrollo
MGR-7, MGR-8 y los pozos exploratorios HCY-X2, HCY-X3
y ICS-X3.
La alta eficiencia en el cumplimiento del objetivo
principal programado, con una velocidad de penetración
(ROP) óptima, disminuyendo los tiempos y costos de
operaciones de perforación, sólo se puede lograr con la
aplicación de esta alta tecnología.
Las aplicaciones potenciales del VertiTrak son:
Los beneficios del VertiTrak son:
•Formaciones con alto buzamiento en zonas de fallas,
es decir, formaciones encontradas típicamente en
montañas y formaciones duras.
•Formaciones abrasivas con altos porcentajes de diamictitas, es decir tendencias para desgastar los trépanos tricónicos insertos & PDC.
•Formaciones de Sal, es decir tendencias para desviar
con trépano PDC.
•Óptimo calibre del hoyo para el asentamiento de las
cañerías.
•Precisión en el alcance del objetivo.
•Tortuosidad reducida que minimiza la probabilidad
de: Rotura por torsión, torque y arrastre, desgaste de
cañería y evita el efecto de ”Stick-slip”.
•Costos reducidos en el mejoramiento de ROP, control
direccional y ahorro del diámetro de las cañerías.
•Menos días de perforación.
•Reduce la distancia entre pozos, es decir, la impresión
de pies (Footprint) de superficie y minimiza el impacto
ambiental.
•Diámetros grandes vs Lean Profile. Reducción del volumen de roca.
46 Gas & Desarrollo
Gerente Nacional de Exploración
y Explotación
YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero Geólogo titulado
en la Universidad Mayor de
San Andrés (UMSA).
EXPERIENCIA
Fue Director Nacional de Explotación en 2011 en la estatal petrolera y en ese año
lo promovieron a Gerente
Nacional de Exploración y Explotación.
Entre 2007 y 2011 fue encargado de la Unidad de Subsuelo y Superficie en dicha
Gerencia.
Desempeñó funciones en
MUD LOGGING, de la Compañía Intergas, en la terminación y pruebas de producción
del pozo gasífero de Tacobo
– X1001, para la Compañía
Petrolera Pluspetrol.
L
a exploración de hidrocarburos es el nuevo reto que
encara con responsabilidad
YPFB Corporación a través
de la Gerencia Nacional de
Exploración y Explotación con el proyecto Sísmico 3D en Itaguazurenda.
A fin de reactivar la exploración
hidrocarburífera y obtener resultados a corto plazo, se prioriza la investigación en la zona tradicional
petrolera de Bolivia, franja considerada madura debido a la abundante
información petrolera y su importante producción de gas y petróleo.
En este sentido YPFB Casa Matriz inició actividades exploratorias,
mediante un proyecto de adquisición
sísmica 3D, en la estructura de Itaguazurenda, orientado a la búsqueda
de hidrocarburos, fortaleciendo así
este importante proceso de nacionalización. Este proyecto es considerado la punta de lanza para consolidar
este proceso y al mismo tiempo iniciar con la etapa operativa de YPFB.
Los estudios iniciales en esta
zona, muestran un interesante potencial hidrocarburífero, que necesita
ser confirmado mediante un estudio
sísmico 3D, que nos dé mayores expectativas, sobre la presencia de reservorios en el subsuelo.
La estructura de Itaguazurenda,
se encuentra ubicada en la zona conocida como Pie de Monte, limitada
por la Serranía de Charagua en dirección Oeste. Las características
morfológicas de esta zona están
representadas por una serie de ondulaciones suaves cubiertas en su
mayor parte por sedimentos recientes del cuaternario, existiendo algunos altos topográficos donde se observan afloramientos Paleógenos y
Neógenos, donde se hace necesario
el uso de herramientas como los estudios geofísicos.
La zona de estudio comprende
dos áreas con potencial hidrocarburífero como son las áreas Boyuibe y
Ovai, ubicadas geográficamente en
Gas & Desarrollo
47
UPSTREAM
DOWNSTREAM
sobre la estructura de ItaLas expectativas son
guazurenda en
incorporar estructuras una zona con
mediante la
parámetros
de adquisición
adecuados
para obtener
información
sísmica de priexploratorios
mera calidad.
y el desarrollo de los
Entre
las
mismos.
actividades del
proyecto figuran la movilización de equipos y personal, apertura de brechas,
pruebas, perforación, colocación de explosivos, registro de la información, desmovilización y remediación
de los daños causados. Todo esto demandará mano
de obra calificada y no calificada en orden de 1.000
personas durante 180 días hábiles.
El número de pozos a perforarse son 7.232, separados cada 60 metros a una profundidad de 12 metros y serán cargados con 4 kilos de explosivos biodegradables en cada uno de los pozos, que proveerán
una cubierta completa del proyecto.
El proyecto se encuentra en la fase de apertura
de brechas, levantamiento topográfico, perforación y
cargado de pozos. Se espera culminar con la etapa de
Desmovilización y Remediación los primeros meses
de 2013.
perforación
de pozos
el municipio de Charagua, provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.
LEVANTAMIENTO Y ADQUISICIÓN
El objetivo es realizar el levantamiento y adquisición de 223 Km2 de líneas sísmicas 3D, para obtener
una imagen de alta calidad del subsuelo a nivel de las
formaciones Iquiri del Devónico Superior y Tupambi
del Carbonífero, las mismas que han tenido producción de gas y presentan interesantes indicios de hidrocarburos en el pozo Itaguazurenda-X2.
ETAPAS
Mediante un proceso de licitación, se contrató a la
empresa china Sinopec, con amplia experiencia internacional en trabajos sísmicos. Para la ejecución de
las actividades de adquisición sísmica, el monto de la
inversión supera los $us 12 millones.
El trabajo permitirá registrar líneas sísmicas 3D
48 Gas & Desarrollo
RESULTADOS ESPERADOS
Las actividades en el campo constituyen la primera fase del proyecto exploratorio, luego se procederá al procesamiento de los datos símicos 3D registrados y, finalmente, a la interpretación sísmica de la
información procesada.
Esto permitirá obtener un cubo sísmico 3D de la
estructura, donde estén claramente identificados los
horizontes de interés, la extensión de los reservorios,
las posibilidades hidrocarburíferas, la geometría de
la estructura, y obtener el modelo geológico estructural en tercera dimensión.
De esta manera, se podrá minimizar el riesgo exploratorio y decidir con mayor certeza la ubicación de
pozos exploratorios.
Este prospecto exploratorio viene a constituirse
en el primer proyecto realizado por YPFB Casa Matriz
después de 15 años de inactividad. Las expectativas
son, en un corto plazo, incorporar estructuras con
alto grado de certidumbre, mediante la perforación
de pozos exploratorios y el desarrollo de los mismos.
Capacidad de
procesamiento
COMPLEJO REFINERO. La Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz procesa
importantes volúmenes de crudo para garatizar el abastecimiento de líquidos
(Gasolina y GLP) priorizando el consumo nacional.
Gas & Desarrollo
49
DOWNSTREAM
Estrategia de abastecimiento de líquidos
Mercado interno de
combustibles al 2027
LOGÍSTICA. Uno de los proyectos en fase de visualización se refiere a la posibilidad
de construir un ducto internacional desde el puerto de Ilo en Perú hasta Senkata en El
Alto para optimizar costos de transporte por cisternas desde la costa del Pacífico.
Ing. Pablo Zubieta Arce
Gerente General
YPFB Logística
PERFIL
Es Ingeniero Eléctrico con Mención en Sistemas Eléctricos de
Potencia. Posee Especialidad
en Electrónica Industrial obtenido en el Instituto Tecnológico
Estatal Montani Fermo – Italia.
EXPERIENCIA
Fue Interventor de la Ex CLHB
Nacionalizada. Rector, Vicerrector, Decano, Vicedecano,
Director y Docente Titular en la
Universidad Técnica de Oruro.
Presidente de la Cooperativa de
Telecomunicaciones de Oruro.
Presidente Nacional del Colegio
de Ingenieros Eléctricos y Electrónicos de Bolivia. Constituyente por el departamento de
Oruro en la Asamblea Constituyente del Estado Plurinacional de Bolivia
50 Gas & Desarrollo
L
a estrategia de abastecimiento de combustibles líquidos a mediano y largo
plazo de YPFB Corporación,
responde a una planificación integral que toma en cuenta la
demanda proyectada en el tiempo y
la oferta real en base a un desarrollo
sostenible de la producción de hidrocarburos y reposición de reservas.
”Operar y desarrollar la cadena
de hidrocarburos, garantizando el
abastecimiento del mercado interno,
el cumplimiento de los contratos de
exportación y la apertura de nuevos
mercados, generando el mayor valor para beneficio de los bolivianos y
avanzar hacia el autoabastecimiento de la demanda interna de hidrocarburos líquidos y sus derivados y
generar excedentes para la exportación”, son la Misión y el cuarto Objetivo Estratégico de YPFB Corporación,
en el mediano plazo y la estrategia de
abastecimiento adoptada contribuye
a su cumplimiento.
El desarrollo de cada una de las
partes de la cadena del sector es
condición fundamental para el cumplimiento de lo mencionado. En este
marco la reposición de reservas debe
mantenerse dentro del rango de 0,6 a
0,7 TCF como promedio anual, lo que
garantiza una producción de aproximadamente 70 millones de metros
cúbicos al día como mínimo en los
próximos 15 años y destinada al mercado interno, proyectos de industrialización y mercados de exportación.
Uno de los desafíos de la estrategia es lograr que los niveles de importación de Diésel Oíl y Gasolina Especial en largo plazo se mantengan
en rangos controlados para un apoyo
sostenido a actividades productivas
y de servicio en el país. Debemos
recordar que prácticamente ningún
país de la región es autosuficiente en
el abastecimiento de su demanda interna de energía y que todos se constituyen en exportadores e importadores de diferentes energéticos.
Brasil y Argentina son los más grandes importadores de gas natural de la región y principalmente
desde Bolivia y en el caso del Brasil incluso de petróleo desde la Argentina. El Perú es importador neto
de petróleo y la subvención pasa los $us 2.200 millones al año y sus exportaciones de LNG, que son menores, no compensan este déficit. También el Perú
importa estacionalmente energía eléctrica desde el
Ecuador para abastecer la demanda de su región
norte.
Chile, Uruguay y Paraguay importan casi el 100%
del petróleo y gas natural que requieren para su
mercado interno, aunque Paraguay es gran exportador de energía eléctrica y Ecuador es importador
estacional de energía eléctrica desde Colombia y viceversa. El caso de Venezuela es interesante puesto
que también resulta ser importador de gasolina y
aditivos desde Norteamérica, habiendo llegando incluso a 32.000 barriles por día durante el último año.
Lo anterior significa que la seguridad energética
es una meta posible de lograr, a diferencia de una
soberanía energética que es una meta diferente y
más en el largo que en el mediano plazo.
El comercio de exportación e importación de hidrocarburos son actividades intrínsecas al desarrollo económico de cada país y en el caso de Bolivia
podemos precisar que tener o reponer un TCF de gas
natural es igual a tener o reponer más de 30 millones de barriles de hidrocarburos líquidos, por la relación de convertibilidad o de
monetización
Para los próximos 15
asociada
coaños, la asignación
rrespondiente.
Todos
los
programada de
países de la
región han generado
condiciones
de
infraestructudebe realizarse
ra que les permediante una
miten atender
la importación
estructura mixta.
de sus déficits
energéticos. Se
han construido una serie de soluciones logísticas
internacionales que facilitan esta importación como
ser: gasoductos, poliductos, líneas de energía eléctrica en alta tensión, puertos marítimos para LNG y
también infraestructuras clásicas como son las carreteras y vías férreas.
En Bolivia la infraestructura energética hidrocarburifera para la atención del mercado interno ha sido
desarrollada en su totalidad por YPFB en la segunda
mitad del Siglo XX, y prácticamente ,esta ha llegado
al límite de su capacidad operativa. La planificación
y construcción de infraestructura energética de expansión o ampliación en los próximos cinco años se
resume en el diagrama siguiente:
En los próximos tres años, la importación de Diesel Oil en el país se mantendrá constante en volumen e irá disminuyendo en términos porcentuales
con relación al total de la demanda; a partir del 2017
nuevamente los volúmenes de importación pueden
incrementar hasta llegar en el año 2027 a 35.000
BPD de Diésel Oíl y 25.000 de Gasolina Especial en
un escenario sin prospectos exploratorios exitosos.
Este escenario es que se considera para una programación que garantice el abastecimiento a nivel
nacional. La asignación programada de combustibles líquidos (Diésel Oíl, Gasolina Especial, Gas Licuado de Petróleo y Jet Fuel) para los próximos 15 años
a los siete distritos comerciales de YPFB en todo el
país debe realizarse mediante una estructura mixta
para atender la demanda con producción nacional e
importada y emplear una logística también diversa
por una red nacional de ductos que debe expandirse,
carreteras, transporte fluvial y ferroviario.
Uno de los proyectos más importantes en fase de
visualización se refiere a la posibilidad de construir
un ducto internacional desde el puerto de Ilo en Perú
hasta Senkata en El Alto para poder optimizar costos que representa el transporte por cisternas desde
la costa del Océano Pacífico.
combustibles
líquidos
Tanques de almacenamiento, Planta Palmasola
Otros proyectos importantes asociados a la estrategia de abastecimiento son: incremento de la
capacidad de refinación en las refinerías de Cochabamba y Santa Cruz, los poliductos Senkata-Caracollo, Caracollo-Cochabamba, Cochabamba-Montero
y las ampliaciones de las plantas de almacenaje de
Senkata, Oruro, Santa Cruz y la construcción de la
planta de Montero. La red de ductos actual tiene una
longitud de 6.500 Km para gas natural y líquidos no
refinados y de 1.500 Km. para líquidos refinados.
Gas & Desarrollo
51
DOWNSTREAM
El objetivo es reducir las importaciones
YPFB Refinación y su
nivel de producción
PROCESO. Las inversiones realizadas en las refinerías que ahora pertenecen al Estado Plurinacional de Bolivia, lograron que la capacidad de refinación haya sido incrementada y con ello se reduzcan las importaciones.
Roberto Cuadros Arenas
YPFB Refinación S.A.
PERFIL
Es economista titulado en
Saint Edward’s University,
Austin, Texas, EEUU.
EXPERIENCIA
Tiene 23 años de experiencia
en el sector de hidrocarburos.
En noviembre de 2011 fue designado Presidente del Directorio y Presidente Ejecutivo
de YPFB Refinación S.A.
Entre 2005 y 2010 trabajó en
proyectos de refinación y generación eléctrica en Timor
Leste e Indonesia.
Desempeñó funciones como
Gerente de Exportación de
Gas de YPFB entre 2002 y
2004. Funcionario de empresas petroleras, tanto en Bolivia como internacionalmente,
desarrollando proyectos del
upstream.
52 Gas & Desarrollo
D
esde el inicio del siglo se registraron cambios significativos en el sector de hidrocarburos de todo el mundo,
que han afectado la posición
y el rol de las empresas petroleras. En
muchos países de Latinoamérica la estatización de las empresas petroleras
se ha convertido en protagonista principal del desarrollo de sus economías, y
el caso de las empresas de refinación es
especialmente importante porque es a
través de éstas que se define el flujo de
caja esencial para el funcionamiento de
los gobiernos nacionales.
El control del acceso y la explotación
de los recursos naturales ha sido siempre uno de los temas más discutidos en
el contexto de los países en desarrollo,
que como común denominador tienen
economías orientadas principalmente a
la exportación de materia prima. Y como
es también el caso boliviano, el diseño
de estrategias para los ajustes estructurales que implementen las políticas
económicas del Estado adquiere también mucha importancia para definir el
relacionamiento internacional.
La preponderancia de los recursos
naturales como vector de relacionamiento e inserción externa supone también una constante vulnerabilidad para
los países en desarrollo, siendo que su
participación en la economía mundial
oscila entre el protagonismo y la irrelevancia según los precios internacionales de sus recursos naturales, que
periódicamente siguen un movimiento
pendular entre precios altos y demanda
activa o, contrariamente, sufren caídas
de sus precios y/o su demanda es estancada o eliminada por productos sustitutivos, como fuera el caso de Bolivia
a mediados de los 80, cuando se paralizaron las transacciones del estaño, que
solo recientemente han sido reactivadas como consecuencia del crecimiento
de las economías de los países denominados BRIC (Brasil, Rusia, India, China).
El petróleo es absolutamente influyente en la economía mundial: cualquier variación en su precio conlleva un
impacto significativo sobre toda la cadena económica, ya sea resultando en
una caída del consumo y un aumento
de la inflación o un efecto contrario de
mayor dinamismo en la actividad económica en caso
de una reducción de su precio. De esta manera, y al ser
fundamental el precio de los combustibles en cualquier
economía, al estatizar las refinerías los gobiernos priorizan el control de las variables necesarias para el crecimiento económico, en vez de priorizar los rendimientos
económicos que puedan resultar del procesamiento del
petróleo desde un punto de vista empresarial.
Estas son las diferentes visiones entre una empresa
de refinación estatal en comparación con una privada:
la anterior, de ser un servicio público que a través de la
producción de combustibles genera actividad económica para beneficio del país y la otra, que prioriza el rendimiento de las inversiones para beneficio de sus accionistas.
Los acontecimientos de la última década en el mercado mundial de petróleo que, con una dramática subida
de precios hasta establecerse en niveles históricamente
altos que impactaron dramáticamente en la economía
mundial, la presión de la demanda de los países BRIC
que buscan consolidar su acceso a todos los recursos
energéticos posibles para satisfacer su masivo consumo de energía, las crecientes brechas entre los países
productores de petróleo y los consumidores y la cada
vez mayor dependencia del comercio internacional de
los países en desarrollo, además del irremediable agotamiento de las reservas de hidrocarburos, han ocasionado la serie de estatizaciones y reformas en la industria petrolera en Latinoamérica, donde los gobiernos
buscan consolidar el control de sus recursos naturales
y ser los protagonistas dominantes en la industria a fin
de monopolizar la renta petrolera para inyectar recursos
en sus economías a través de la inversión pública y el
gasto corriente.
LA SITUACIÓN DE BOLIVIA
La situación en el país no es diferente y, al contrario, reafirma lo anterior. Pese al gran incremento de las
demanda de combustibles para transporte, generación
eléctrica, consumo industrial y de servicios como consecuencia de la reactivación económica resultante en gran
parte de la nacionalización de los hidrocarburos, las
inversiones realizadas en las
refinerías
que
Las inversiones
ahora pertenepara el próximo
cen al Estado
quinquenio prevén una
Plurinacional
han logrado que
la capacidad de
refinación haya
sido incrementada y con ello
en la capacidad
se reduzcan las
de refinación.
importaciones,
pudiendo visualizarse un escenario aún más promisorio por las inversiones programadas para el próximo
quinquenio, que resultarán en una expansión del 70% de
la capacidad de refinación al 2015 en comparación con
la capacidad de procesamiento instalada hacia finales
de 2011. Esta capacidad adicional garantizará el pleno
abastecimiento de la demanda de gasolina especial a
partir de 2015, además de incrementar significativamente la producción de Diésel Oíl. La producción adicional de GLP de refinerías, aunada a la producción de las
plantas de separación de líquidos, resultará también en
un abastecimiento pleno nacional, con volúmenes excedentarios para exportación.
CONCLUSIONES
Las refinerías están siendo posicionadas para procesar mayores volúmenes de crudo en respuesta al incremento de la demanda nacional de combustibles, en
un contexto político - económico que ha permitido desarrollar e implementar proyectos de expansión y crecer
a un ritmo impensable en otras circunstancias.
YPFB Refinación S.A. actualmente procesa 49 mil
barriles diarios de Bolivian Blend (un incremento de 19%
en comparación a 2007, año de su nacionalización), volumen que será incrementado a 71 mil barriles diarios
hacia finales de 2015, respondiendo así a los esfuerzos
de YPFB Corporación para incrementar los volúmenes
de producción de gas y crudo en los diferentes campos
del país. Las ampliaciones de capacidad son especialmente importantes debido a que todo volumen de capacidad adicional es el mismo volumen que se deja de
importar, con la ventaja adicional de generar ingresos
por la exportación de los volúmenes excedentarios.
Los resultados contundentes de la Nacionalización
de los hidrocarburos son entonces claros y evidentes:
de un escenario de invertir lo mínimo indispensable
para optimizar el beneficio económico empresarial se
ha transitado a uno de invertir lo razonablemente posible para llegar a un abastecimiento pleno de Gasolina,
Jet Fuel, AvGas y GLP para cubrir la mayor parte de los
requerimientos de Diésel Oíl y lubricantes del país, haciéndolo de manera eficiente, transparente y ordenada.
expansión
del 70%
Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba
Gas & Desarrollo
53
DOWNSTREAM
El nuevo rol de las refinerías
Guillermo Elder Bell
y Gualberto Villarroel
ABASTECIMIENTO. La disponibilidad de energía a través de la mayor oferta de combustibles representa un ahorro por concepto de subvención al dejar de importar los volúmenes
incrementales de producción de combustibles gracias a la ampliación de las refinerías.
Lic. Guillermo Achá Morales
Gerente General
YPFB Refinación S.A.
PERFIL
Es Licenciado en Administración de Empresas titulado en
la Universidad Católica Boliviana. Egresó en la Maestría
Marketing y Finanzas de la
Universidad del Valle, Convenio con la Universidad de La
Plata, Argentina.
L
as refinerías Gualberto Villarroel de Cochabamba y
Guillermo Elder Bell de Santa Cruz administradas por
Yacimientos
Petrolíferos
Fiscales Bolivianos, operan hace
más de 30 años y su contribución a
la economía y el pueblo boliviano es
fundamental, principalmente desde
junio de 2007, año en el que fueron
recuperadas por el Gobierno Nacional.
Durante las gestiones 2000 a junio de 2007, estos complejos refineros luchaban por una sobrevivencia,
esto debido a que las inversiones
en estos centros no fueron orientados a buscar una mejora operativa
de las plantas, si no a restringir un
gasto en mantenimiento para su li-
INVERSIONES EJECUTADAS 2000-2012
Cursa la Maestría Petróleo y
Gas en la Universidad Privada
de Bolivia.
31,154
EXPERIENCIA
Desde junio de 2006 desempeñó funciones en YPFB, iniciando el mayoreo de combustibles,
como Encargado de Movimiento de Productos y Control de
Abastecimiento, Jefe de Abastecimiento, Director Nacional
de Comercialización y Gerente
Nacional de Comercialización.
54 Gas & Desarrollo
16,934
4,242
0
7,464
5,794
3,866
1,603
1,550
Gestión Petrobras: Inversión total de
19.143,26 MUSD en 7 años y medio de
operación.
1,423
1,447
2,925
1,481
Administración YPFB Refinación S.A. en 5 años de
operación ha ejecutado 62.188,3 0MUSD.
mitada operación.
De los $us 19 millones invertidos bajo la administración privada, un 26% de ese monto ($us
5 millones) fueron orientados en
la implementación de un Sistema
Administrativo (SAP).
Una vez que dejaron de operar
las refinerías, se la llevaron dejando un efectivo invertido en siete
años de operación de $us 14 millones.
Hasta octubre de 2012, YPFB
invirtió en las refinerías más de
$us 62 millones, y en ese año ejecutó un 50% de ese monto ($us 31
millones). Esta inversión además
de orientar una normal y continua operación de las refinerías,
establece proyectos que permiten
incrementar la capacidad de procesamiento en los dos complejos
refineros.
En la actualidad y hasta la gestión 2014, gracias al incremento
de capacidad de procesamiento de
las refinerías de YPFB, la estatal
petrolera tiene como tarea garantizar un mayor volumen de combustibles para el abastecimiento
de productos en el mercado interno boliviano.
De esta manera se garantiza
energía para el movimiento del
país a partir de una mayor oferta
de Diesel Oíl, Gasolina Especial,
GLP y otros productos.
A inicio de la gestión 2012, las
dos refinerías contaban con una
capacidad de procesamiento de
43.500 barriles de petróleo crudo,
para finales de esa misma gestión y habiendo concluido con el
Revamp del A-301 de Refinería
Guillermo Elder Bell y la puesta
en marcha del nuevo horno 1H1001A en la Refinería Gualberto
Villarroel esta capacidad de procesamiento en su máxima carga se
incrementó en 5.450 BPD.
Con estas ampliaciones, YPFB
Refinación tiene ahora una misión
empresarial, que es el de optimizar el proceso de refinación de
petróleo, comprometidos con el
Incremento Capacidad de Producción Expresado en BPD (Barriles por Día)
RCBA
Actual UDC 27.250 BPD
2011
2012
2013
2014
2015
24.500
24.500
24.500
24.500
24.500
2.500
2.500
2.500
2.500
12.500
12.500
6.700
6.700
Horno H-1001ª
Unidad 12.500 BPD
Revamp UDC 27.250 BPD
TOTAL RCBA
RSCZ
Actual (A-300 y A-301)
24.500
27.000
27.000
46.200
46.200
2011
2012
2013
2014
2015
19.000
19.000
19.000
19.000
19.000
3.000
3.000
3.000
2.950
2.950
2.950
2.950
Unidad de Crudo A-300
Revamp UDC A-301
TOTAL RSCZ
19.000
21.950
24.950
24.950
24.950
TOTAL Refinerías
43.500
48.950
51.950
71.150
71.150
Incremento
de producción
CARGA
PROMEDIOcapacidad
DE CRUDO PROCESADA,
BPD
Expresado en BPD
71,150 71,150 70,000 60,000 48,950 50,000 40,000 37,986 10,000 39,778 38,878 16,225 17,071 18,549 18,294 46,200 46,200 27,000 24,198 21,979 24,449 23,751 25,240 25,338 24,464 51,950 41,917 32,691 33,083 30,050 30,489 30,000 20,000 39,964 40,051 41,219 43,559 27,000 25,238 21,950 24,950 24,950 24,950 18,319 16,678 16,006 15,515 16,300 17,021 15,315 13,824 13,418 14,142 14,789 13,540 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015* Fuente: YPFB Refinación RCBA RSCZ TOTAL VOLÚMENESde
DE oferta
OFERTAGasolina
GASOLINA Especial
ESPECIAL
Volúmenes
Expresado en M3/Mes
130,000 124,080 120,000 110,000 100,000 81,958 81,958 81,958 90,000 80,000 70,000 60,000 49,995 50,000 40,000 30,000 45,291 45,452 45,463 50,986 49,098 50,742 56,777 45,528 45,528 45,528 43,675 42,770 45,180 42,206 31,125 20,000 10,000 79,701 66,209 66,567 67,947 67,002 18,870 28,706 27,711 26,406 30,251 30,981 30,612 44,378 36,651 36,430 36,430 36,430 22,534 23,797 22,767 24,796 19,057 20,735 18,116 20,130 20,127 16,585 17,740 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015* Fuente: YPFB Refinación RCBA RSCZ TOTAL Fuente: YPFB Refinación
Gas & Desarrollo
55
DOWNSTREAM
VOLÚMENESde
DE oferta
OFERTA DIÉSEL
Volúmenes
DiéselOÍLOíl
Expresadoen
en M3/Mes
M3/Mes
Expresado
100,000 91,851 90,000 80,000 70,000 54,979 60,000 50,000 40,000 30,000 35,444 19,051 38,609 39,342 58,354 31,395 31,395 32,674 35,900 34,891 35,033 21,533 22,620 51,321 49,488 48,400 42,216 31,395 36,275 34,353 30,910 23,797 32,464 33,497 33,497 33,497 28,618 20,000 10,000 55,747 55,640 57,291 64,892 64,892 60,013 59,766 18,419 16,393 17,076 16,721 22,305 22,258 23,491 19,847 20,749 15,135 17,490 18,858 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015* RCBA Fuente: YPFB Refinación RSCZ TOTAL INCREMENTO CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO
VOLÚMENES DE OFERTA GLP
Volúmenes
de oferta
GLP
Expresado
en Toneladas
Día /TMD)
Expresado en Toneladas Métricas Día (TMD)
500 460 450 400 320 350 300 218 250 200 150 100 50 0 146 139 152 87 91 99 59 48 52 261 238 237 252 103 70 138 262 261 272 309 187 174 163 161 166 179 186 173 75 76 86 82 76 88 187 187 151 151 180 133 80 338 338 151 91 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014* 2015* RCBA Fuente: YPFB
YPFB RRefinación
efinación Fuente:
56 Gas & Desarrollo
RSCZ TOTAL desarrollo sostenible del país,
operando de forma eficiente y
transparente, generando rentabilidad para beneficio de los
bolivianos.
El trabajo desarrollado día
a día en las dos refinerías de
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, tiene una
meta principal, y es el coadyuvar al paradigma del Vivir Bien
del pueblo boliviano, generando, más volúmenes de energía
expresados en una mayor disponibilidad de combustibles y
beneficios económicos por la
operación de estos dos importantes complejos.
El aporte de Gasolina Especial por parte de las refinerías
de YPFB, en la actualidad ha
marcado records de entrega al
mercado interno boliviano, llegando a una oferta en promedio de 81.958 metros cúbicos
por mes; representando un
44% por encima de la oferta de
producción en la gestión 2007,
último periodo de operación
de estos complejos en manos
del sector privado.
Los proyectos de mayor
incremento de capacidad de
procesamiento, directamente
orientados a garantizar una
mayor disponibilidad de Gasolina Especial, tienen una
fecha propuesta de operación
en diciembre de 2014.
A partir de enero de 2015,
se espera contar con una disponibilidad adicional de 505
millones de litros anuales de
este producto. Los dos proyectos que marcarán este importante hito son:
UNIDAD DE REFORMACIÓN CATALITICA
Con objeto de incrementar la producción de Gasolina
Especial, YPFB Refinación S.A.
está desarrollando el Proyecto
Nueva Unidad de Reformación
Catalítica (NURC), para mejorar la calidad (octanaje) del corte de Gasolina Media (MSR) en la Refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba y también
incrementar el volumen de producción.
UNIDAD DE
ISOMERIZACIÓN
tróleo y más bien convirtiéndonos en exportadores
de este producto.
BENEFICIOS ECONÓMICOS
La disponibilidad de energía a través de la mayor oferta de combustibles para el mercado interno, enmarca un factor fundamental de beneficio
económico, que es el ahorro por concepto de subvención al dejar de importar los volúmenes incrementales de producción de combustibles gracias a
la ampliación de las refinerías.
Habiendo establecido el beneficio en disponibilidad de energía para el movimiento de nuestro
Con objeto de incrementar la producción de Gasolina Especial, YPFB Refinación S.A. está desarrollando el Proyecto Nueva Unidad de Isomerización
(NUIS), para mejorar la calidad (octanaje) del corte
de Gasolina Liviana (LSR) en la Refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz y también
incrementar el volumen
de producción.
Ahorro por subvención
Los volúmenes de
PRODUCTO
VOLUMEN
AHORRO
AHORRO
oferta de Diésel Oíl para
INCREMENTAL (*) SUBVENCIÓN (Bs. Año) SUBVENCIÓN ($us. Año)
inicio de la gestión 2015,
Gasolina Especial (Lts.)
684,936,000
3,246,596,640
470,521,252
alcanzará un volumen
Diésel Oíl (Lts.)
40,530,000
181,979,700
26,373,870
promedio de entreGLP (TMD)
43,920
407,125,224
59,003,656
ga mensual de 91.851
metros cúbicos, 60%
TOTAL
3,835,701,564
555,898,777
por encima del efectivo
entregado en el último
mes de operación de la empresa privada.
país, como así también el ahorro para el Estado,
El aporte de producción de Diésel Oíl, se debe por concepto de subvención, se destaca el ”nueprincipalmente al incremento en la capacidad de vo rol de la Refinerías en Bolivia”, siendo estas
procesamiento de las unidades de crudo.
un pilar fundamental para el Vivir Bien de todo el
En esta gestión, el aporte de Gas Licuado de pueblo boliviano, orientando en cada barril procePetróleo por parte de las refinerías de Bolivia se sado, en cada proyecto de inversión ejecutado y
incrementó en
68
toneladas
métricas diaLas inversiones
rias (TMD) con
para el próximo
respecto a la
quinquenio
gestión 2007,
incremento que
posibilitarán una
será ascendente a inicio de
2015, con una
oferta de este
producto
de
de la capacidad
460 TMD.
de refinación.
Se
debe
Refinería Guillermo Elder Bell de Santa Cruz
considerar que
el incremento
efectivo durante 2012, gracias al cumplimiento de en cada actividad realizada, una conciencia social,
las actividades descritas para esta gestión, ga- que enmarca una responsabilidad de responder a
rantiza un abastecimiento de GLP en el mercado una decisión fundamental y acertada de nuestras
interno boliviano en un 100% a partir de la produc- autoridades del Gobierno Nacional con la recupeción nacional, marcando un hito de cambio en la ración de la administración y control de los comadministración energética de este producto, de- plejos refineros emblemáticos Guillermo Elder Bell
jando de ser importadores de Gas Licuado de Pe- y Gualberto Villarroel.
expansión
del 70%
Gas & Desarrollo
57
DOWNSTREAM
Bolivia dejará de vender materias primas
Exportación de Productos
con valor agregado
Planta de Separación de Líquidos Río Grande
Resultados a Junio de 2012:
ü 
Ing. Mario Salazar Gonzales
Gerente Nacional de Plantas
de Separación de Líquidos
YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero Químico titulado
en la Universidad Mayor, Real
San Francisco Xavier de Chuquisaca.
EXPERIENCIA
Posee 30 años de experiencia en el sector y desempeñó
diferentes funciones en la estatal petrolera boliviana desde 1983. También trabajó en
la compañía Chaco.
Entre 2011 y 2012 desempeñó funciones como Vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB.
58 Gas & Desarrollo
A
ntes del inicio de este proceso de cambio, hemos
estado viviendo prácticamente como exportadores de materia prima,
es verdad que ha significado importantes ingresos para el país pero podríamos haber buscado desde hace
mucho antes darle valor agregado al
gas natural.
En esta etapa, a partir del proceso
de cambio, la tarea que tiene YPFB
es darle valor agregado al gas natural, obviamente ha requerido de una
estrategia, pasando por una política
de implementación de los diferentes proyectos, además tomando en
cuenta los recursos económicos con
los que cuenta YPFB, entonces lo que
correspondía era planificar y proponer proyectos de industrialización
que hoy tiene en curso YPFB.
En esa línea, la Gerencia Nacional
de Plantas de Separación de Líquidos tiene a su cargo cinco proyectos:
las plantas de separación de líquidos
Río Grande y Gran Chaco, Amoniaco y
Urea, GNL y Etileno Polietileno, ade-
más tenemos encomendado encarar,
por lo menos dar los primeros pasos,
para ver el proyecto del GTL (Producción de Diésel Sintético).
PLANTAS DE SEPARACIÓN
La importancia de las dos plantas
de separación de líquidos radica, en
que por una parte se va a mejorar los
ingresos del país por la exportación
del gas a partir de la recuperación
de los líquidos, pues el gas que hasta hoy se exporta contiene todavía
importantes cantidades de líquidos
entre ellos Gas Licuado de Petróleo
(GLP) principalmente, es gas rico.
En los contratos se han establecido precios para el gas natural pero
que no están tomando en cuenta el
valor energético que tiene ese gas
como líquidos; es decir (GLP y Gasolina Natural), los líquidos que se van
con la corriente de gas como el GLP
tendrían mejor costo si estuvieran
como GLP, en cambio Argentina y
Brasil nos están pagando sólo como
gas natural.
Es cierto hay una compensación
Inversiones: $us 168,4 MM
Se concluyó las negociaciones con la TCO Takovo
Mora, acordando una compensación de 7 millones de
Bs.
ü 
Se concluyó la gestión de la exoneración tributaria de
los equipos de la planta.
ü 
Se cuenta con un avance importante en la
construcción de equipos críticos.
Ejecución
78,3 90.0 (En millones de dólares) INDUSTRIALIZACIÓN. Los proyectos están calculados para tener una vida útil de 20
años, puede tener una vida mayor cumpliendo con los mantenimientos preventivos y de
acondicionamiento tal como sucede en la industria que alargan su vida hasta 30 ó 40 años.
Planta de Separaración de Líquidos Río Grande
Ponderación Programado 80,00% 20,00% 100,00% 82.21% 49.80% 75.73% 70.0 60.0 50.0 24.0 40.0 30.0 20.0 4.1 10.0 0.0 Empresa Ejecutora: YPFB Casa Matriz
Empresa Contratista IPC: Astra Evangelista
Fiscalizadora: Bolpegas
Supervición: YPFB-GNPSL
Componentes IPC-‐Ingeniería Procura y Construcción Fiscalización TOTAL 61,8 80.0 2010 Ejecutado 45.80% 48.06% 46.25% por el poder energético que tiene el gas cuando
contiene todavía GLP, pero de ninguna manera
equivale al significado de su valor económico como
GLP, entonces lo que nos va a permitir, por un lado,
entrar en especificaciones porque todavía el gas
que se exporta requiere estar dentro de especificaciones que demandan los contratos. Recuperando
GLP vamos a generar mayores divisas para el país.
Adicionalmente, con la recuperación de este
producto vamos a resolver un problema que tenemos desde hace muchísimos años aunque en
esta última etapa estamos superando el problema,
me refiero al déficit que existía en la producción de
GLP.
Hasta hace un par de meses se ha estado importando más o menos a razón de 100 toneladas
2011 MM$us. 82,4 (49%) Producción 2012 2013 MM$us. 85,8 (51%) GLP:
361 TMD
Gasolina:
350 BPD
Iso-Pentano:
195 BPD
de GLP por día que significaba un costo altísimo
para el Estado porque hay que pagar el costo del
mercado internacional. Con la recuperación de líquidos pretendemos resolver esa problemática.
La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco tiene una connotación importante porque a partir de un producto adicional que vamos a separar
como el etano se podrá implementar una nueva industria, la de etileno y polietileno. La materia prima
de una planta de este tipo será el etano, que va a
ser transformado en etileno y polietileno.
El proceso involucrado es de verdadera transformación del gas natural porque se convertirá en
un producto que tiene diferentes propiedades respecto del gas natural. En estas plantas de separación el gas sólo cambia de estado físico.
Gas & Desarrollo
59
DOWNSTREAM
perforación de pozos, micro hospitales e inversiones
en educación, pero nada concreto.
En ambos casos, además de beneficiarse con el
tema de la compensación económica e inversión social, las comunidades aledañas a Río Grande y Gran
Chaco se favorecerán con la generación de fuentes
de empleo.
ETILENO Y POLIETILENO
Movimiento de tierras donde se edificará la Planta Gran Chaco
En el proyecto etileno el gas dejará de ser gas
natural para convertirse en plástico. En el caso de
Amoniaco y Urea proyecto de industrialización, vamos a convertir el gas natural en amoniaco y finalmente en urea que es la base para la preparación de
diferentes tipos
de fertilizantes.
Ahí radica la
Las plantas de
importancia de
Río Grande y Gran Chaco
estos dos proyectos de industrialización.
Gran parte
de la producción
de plásticos va
económicos para
a ser consumibeneficio del país.
da en el país, a
partir de eso se
crearán empresas que producirán plásticos, no vamos a importar plásticos, vamos
a tener nuestras propias plantas, generar nuevas
fuentes de trabajo y eso obviamente redunda en
los ingresos para el Estado. Para el gobierno será
mucho más fácil atender y resolver la demanda de
fuentes de trabajo insatisfechas, entonces todos
esos problemas van a poder ser, tal vez no resueltos definitivamente, pero van a poder ser minimizados, habrá mejores condiciones para administrar
el Estado.
ción, distribución y comercialización en el mercado
nacional e internacional. Permitirá al sector agropecuario y agroindustrial del país, ampliar el área
de cultivo de 2,9 a 105 millones de hectáreas.
Empleando urea, se incrementará la rentabilidad de los cultivos hasta en un 40% por hectárea.
El efecto multiplicador de esta condición generará
mayores ingresos para los agricultores y la agroindustria en general.
La mejora en la producción permitirá obtener
productos agrícolas de mejor calidad y con una
mejor rentabilidad asociada, abrirá las puertas a
nuevas inversiones en el sector privado industrial
y por sobre todo beneficiará al agricultor boliviano.
generarán
ingresos
INVERSIÓN SOCIAL
Las poblaciones aledañas a los proyectos de las
plantas de separación de líquidos Río Grande en el
departamento de Santa Cruz y Gran Chaco en Tarija,
se beneficiarán con proyectos de inversión social que
ejecutará Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
En Río Grande se tiene previsto destinar a la
Asamblea del Pueblo Guaraní (APG) Takovo Mora por
concepto de compensación Bs 7 millones, previa entrega de una serie de documentos solicitados por la
estatal petrolera. Esos recursos se destinarán en la
perforación de pozos de agua y ganadería, principalmente.
Otro beneficio tiene que ver con la construcción
de la carretera Los Lotes (Santa Cruz) a la planta de
60 Gas & Desarrollo
Río Grande. Se trata de una carretera de 42 kilómetros.
Se invertirá Bs 27 millones, el 60% será cubierto
por YPFB Corporación y el restante 40% por los municipios beneficiados. Adicionalmente, se construirá
en el municipio de Cabezas un micro hospital y un
politécnico. Esto en función a un convenio que se
hizo oportunamente con las autoridades locales. Se
invertirá dos millones de bolivianos.
En el caso de la inversión social en las comunidades cercanas a la Planta de Separación de Líquidos
Gran Chaco, ubicado en el departamento de Tarija,
la Asamblea del Pueblo Guaraní aún no definió sus
proyectos.
Se tienen bosquejados algunos proyectos que
tiene que ver con la provisión de agua a través de la
AMONIACO Y UREA
Adicionalmente, el proyecto Amoniaco Urea generará un nuevo proyecto relacionado con el sistema de transporte por ferrovía entre Bulo Bulo (Cochabamba) y Montero, Santa Cruz para completar
y permitir el transporte de la urea desde Bulo Bulo
hasta la frontera tanto a la Argentina como al Brasil. El efecto multiplicador va a beneficiar el Estado,
generará mayores fuentes de trabajo, beneficios
que van a llegar aparejados como consecuencia de
la industrialización.
Las plantas tendrán una capacidad de producción de 650 mil toneladas año de urea y 400 mil toneladas de amoniaco y se generarán 5.850 fuentes
de empleo en las etapas de construcción, produc-
Trabajos previos a la construcción de la Planta Gran Chaco, Tarija
GTL
El proyecto GTL comenzará próximamente, y
significará una transformación también química,
se convertirá gas natural en diésel aunque va a
seguir siendo hidrocarburo, pero será un diésel
sintético.
VIDA ÚTIL
Los proyectos están calculados para tener una
vida útil de 20 años, puede tener una vida mayor,
previo acondicionamiento tal como sucede en la
industria que alargan su vida hasta 30 ó 40 años.
La Planta de Gas de Río Grande de YPFB Andina,
como ejemplo, está operando hace 40 años y sigue siendo la misma planta, obviamente se han
hecho reacondicionamientos que han significado
erogaciones pero siguen manteniendo la operación, permiten traer el gas hasta La Paz. Están
originalmente calculadas para tener una vida útil
de 20 años, pero pueden alcanzar 40 años.
Si la política del gobierno en materia de hidrocarburos se mantiene, es un hecho irreversible.
Mientras los políticos no introduzcan ideas descabelladas que vayan en desmedro de la economía del país, esto tiene que ser un camino sin
retorno.
Gas & Desarrollo
61
DOWNSTREAM
Desafíos de Ingeniería del GCC
Desafíos del transporte de gas
Consumo de Bolivia
hacia el año 2020
TRANSPORTE. La demanda de energía refleja el buen momento de la macroeconomía boliviana, que creció a un ritmo de 5% anual en promedio (…) Las metas hacia
futuro son más ambiciosas.
Cristian Inchauste Sandoval
Gerente General
YPFB Transporte S.A.
PERFIL
Posee una Maestría en Administración de Empresas de la
Escuela Superior de Comercio
de París, Francia (1995).
EXPERIENCIA
Fue Gerente General de Gas
Transboliviano S.A. (2010).
Embajador de Bolivia ante el
Reino de Bélgica y la Unión
Europea (2007 - 2009).
Ha sido representante adjunto del banco de inversión BNP
Paribas para el Cono Sur (2001
- 2006), es Especialista en Financiamiento de proyectos
en los sectores energía, gas
y petróleo, minería e infraestructura.
Obtuvo el Premio ”Deal of the
year” otorgado por la revista
Project Finance International.
62 Gas & Desarrollo
G
racias a la Nacionalización de los Hidrocarburos, Bolivia transporta a
finales de 2012 un volumen cercano a los 58
millones de metros cúbicos por día
(MMmcd) de gas natural. Este volumen representa un récord absoluto
de transporte de gas por ductos en
la historia del país, lo que nos posiciona además entre los 15 países más importantes del mundo
en este rubro. En nuestro caso, y
dentro de YPFB Corporación es la
empresa YPFB Transporte S.A. y
su afiliada GTB S.A. las que tienen
la responsabilidad de transportar
las moléculas de metano tanto al
mercado local, como a nuestros dos
principales mercados, la Argentina y
el Brasil.
Las metas hacia futuro son más
ambiciosas ya que al crecimiento de
dos dígitos de la demanda de gas
natural en Bolivia durante el primer
y actual quinquenio del presiden-
te Evo Morales, se suma la subida
exponencial de la demanda argentina, así como el reciente restablecimiento del envío de gas a Cuiabá
al proyecto Termopantanal.
Un escenario se agrega además
desde 2012 y es el transporte de gas
para los proyectos de industrialización. Todo lo anterior se debe realizar en plazos relativamente cortos
y con desafíos naturales, técnicos
y de inversiones que trataremos de
exponer en la presente nota usando
como ejemplo principal el Gasoducto Carrasco Cochabamba (GCC).
DESAFÍOS NATURALES
Y CONSTRUCTIVOS
El territorio boliviano es uno de
los más complejos de Latinoamérica tanto para la construcción de
obras de infraestructura vial (caminos o ferrocarriles) como para la
construcción de ductos. Quien ha
transitado la carretera de Cochabamba al Trópico sabe que en la
1.
Cruces de ríos a cielo abierto
2.
Cruces adosados a puentes
3.
Cruces dirigidos en dos ríos
4.
Cruces dirigidos en poblaciones importantes
5.
Cruces aéreos de ríos (de longitud importante)
6.
Manifold de llegada y salida
7.Medición
8.
Cruces de bofedales
9.
Cruces de carreteras
10.
Instalación de válvulas
11.
Instalación de ROVs.
12.
No se disponen de accesos
Fuente: Gerencia de Proyecto de GCC – YPFB Transporte S.A.
las zonas consumidoras y las productoras, requirió de varios meses de ingeniería y construcción
en una zona lluviosa, de difícil topografía, atravesada por ríos caudalosos (el río Espíritu Santo por
ejemplo que habitualmente pone en problemas a
la propia carretera) en una zona de pendientes de
40 y hasta 60 grados. La obra del tramo final, de
72 kilómetros, requirió puentes colgantes sobre
los ríos y quebradas, entierro de ductos en colina
y sobre todo la difícil tarea del descuelgue de ductos en las empinadas pendientes entre la zona de
Lima Tambo y Pampa Tambo.
En las dos fases anteriores del GCC que atravesaron el trópico cochabambino las dificultades
constructivas no fueron menores y se situaron al
nivel del cruce de los grandes lechos de ríos de la
zona. En algunos casos, los cruces dirigidos horizontales (HDD por sus siglas en inglés) significaron realizar túneles bajo los ríos del Chapare para
posteriormente jalar la cañería de 16 pulgadas. En
algún caso, la geología rocosa (y el abandono de
la opción del HDD) del lecho del río llevó a que las
empresas constructoras den una solución alternativa que fue adosar el ducto a uno de los puentes mayores de la carretera Chimoré-Yapacaní.
Otro proyecto, la expansión del Gasoducto Villa Montes Tarija (GVT), que conecta el mega campo de Margarita tuvo un desarrollo complicado al
atravesar las serranías tarijeñas desde la localidad de Entre Ríos. Si en el GCC se trataba de una
pendiente empinada para conectar el Trópico con
el Valle, en el GVT los ingenieros y constructores
se vieron confrontados a una verdadera montaña
rusa de serranías para ampliar el ducto hasta 64
millones de pies cúbicos de capacidad.
zona del Sillar es difícil mantener la ruta en operaciones todo el año. La caprichosa geología vence
incluso al cemento asfáltico.
Esta zona tiene el tercer récord mundial de
precipitación pluvial del planeta, más de 5.000 milímetros por año. Es por el Sillar que entre 2010
y 2012 YPFB Transporte S.A., (gracias a un aporte de capital de YPFB) construyó el último tramo
del GCC. Este gasoducto opera desde agosto de
2012 y pondrá a disposición del mercado del occidente una capacidad de transporte de hasta 125
millones de pies cúbicos al día. El GCC se financió
gracias a un aporte de capital de YPFB de aproximadamente $us 104 millones, que fue destinado a
este proyecto, así como a las expansiones del Gasoducto al Altiplano (GAA en sus fases 3.a; 3b y 3.c)
y otros proyectos de interés nacional.
Tanto el GCC
como el
GAA tieEl Gasoducto Carrasco Cochabamba, desde 2012 provee 120 millones
nen como
de pies cúbicos por día (MMpcd), mientras que el Gasoducto Al
propósito
Altiplano (GAA), en su tramo Oruro – La Paz, tiene una capacidad de
principal
traslado de 49.900 MMpcd.
el aproSenkata
visionamiento de
LA PAZ
Lima Tambo
los mercados de
gas
del
COCHABAMBA
Chilljchi
Sica Sica
Occidente
Bulo Bulo
Parotani
de Bolivia.
Buena Vista
El GCC,
Tarata
GAA
un
verGCC
dadero
Oconi
POTOSÍ
GAA
puente de
Samaipata
gas entre
ORURO
GASODUCTOS al occidente del país
Río Grande
Gas & Desarrollo
63
DOWNSTREAM
La demanda boliviana
de energía refleja el buen
momento de la macroecoYPFB Transporte S.A invirtió en 2012 una cifra histórica en
nomía boliviana, que ha crelos últimos 15 años de vida de esta compañía.
cido a un ritmo de 5% anual
Inversiones de Capital sin intereses capitalizables
$us 516 MM
en promedio. La mayor par(p) Preliminar
te de la demanda del gas
135,0
140,0
surge de la generación ter120,0
moeléctrica de las centrales
100,0
del Chapare, de Guaracachi
$us 240 MM
en Santa Cruz y de La Paz.
80,0
Pronto, y cerca de los mega
60,0 54,171
44,418
campos, una nueva central
40,0
térmica verá la luz en el sur
20,0
de Bolivia, así como la entrada en funcionamiento
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012(p)
de la tercera turbina (ciclo
Fuente: YPFB Transporte
abierto) de la Central Eléctrica de Bulo Bulo, otra emDESAFÍO DE LA DEMANDA
presa
afiliada
de
YPFB.
Y CAMBIO DE PARADIGMA
En segundo lugar el sector industrial boliviano
Uno de los puntos salientes de la Nacionalización y su impacto en la estrategia de construcción apuesta decididamente por el gas natural. Prueba
de ductos en el país, ha sido el cambio del anterior de ello son los proyectos de expansión de las emmodelo ”exportar o morir” hacia el modelo de “gas presas de cemento tanto privadas como estatales.
para los bolivianos” del presidente Evo Morales y Finalmente el programa de conversión de vehícuconcretado por el presidente de YPFB Lic. Carlos los a GNV y la expansión significativa de YPFB redes de gas completan este triángulo virtuoso del
Villegas.
Las cifras hablan solas. Si para mediados del crecimiento de la demanda del gas en Bolivia.
INVERSIONES de Capital YPFB Transporte
año 2005 el mercado local boliviano consumía cerca de 2 a 2,5 millones de metros cúbicos de gas natural al día, para fines de 2012 nuestro país consume cerca de 9,89 millones de metros cúbicos al día,
con una tasa de crecimiento cercana al 12% anual.
A ello se debe añadir que para el 2015 la primera
planta petroquímica de Amoniaco y Urea demandará 1,4 MMmcd de gas natural llevando nuestra
demanda total a un horizonte cercano a 15 MMmcd
para ese mismo año.
Mantenimiento de ductos
64 Gas & Desarrollo
DESAFÍOS EN INVERSIONES
¿Qué ha significado en términos de inversiones
para YPFB Transporte S.A. esta explosión del mercado interno y el inicio de la industrialización de los
hidrocarburos?
En pocas palabras la empresa ha tenido que
multiplicar por dos o tres veces su capacidad de
atención y desarrollo de proyectos de inversión. En
las épocas de la capitalización, la ex Transredes invertía cerca de $us 35 millones al año en el mercado
interno, en gran parte para
obras de mantenimiento.
Actualmente
YPFB
Transporte espera cerrar el
año 2012 con una inversión
cercana a $us 135 millones,
monto de inversión récord
de los cuáles 80% han sido
dedicados a los proyectos
de mercado interno de gas
(GCC, GAA, GVT) y a la nueva
red de oleoductos llamada
Líquidos Sur, que permitirá
que las refinerías bolivianas tengan excedente de
gasolina para el horizonte 2014. Del mismo modo
se realizó un mantenimiento al ducto subacuático
de la Terminal Arica, por donde Bolivia exporta vía
marítima sus saldos de petróleo y Recon e importa
el diésel necesario al funcionamiento de la agricultura nacional y al transporte pesado.
Y aunque no hemos descuidado los compromisos a la exportación, ya que hemos iniciado la
segunda fase de expansión del proyecto Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA) para llevar
hasta 22 millones de metros cúbicos las ventas a
la Argentina en 2013 (y luego iniciaremos la Fase
3 para llegar hasta el tope contractual de 27,77
millones de metros cúbicos al día), está claro que
el énfasis de YPFB y su subsidiaria es el mercado
interno y la industrialización.
Para llevar a cabo todo lo anterior, YPFB Transporte S.A. ha reinvertido sistemáticamente sus
utilidades (del orden de $us 60 a 70 millones anuales), ha recibido el aporte de capital de YPFB del
orden de $us 104 millones y ha sido beneficiaria
de dos facilidades del Banco Central de Bolivia, a
través de la Corporación de $us 92 millones. Por lo
tanto el apoyo del Gobierno Nacional ha sido absolutamente decidido durante el periodo 2010-2012
y ha permitido una inversión consolidada en ese
mismo periodo de $us 325 millones en el rubro del
transporte.
Siguiendo ese ritmo, YPFB Transporte podría
invertir un monto promedio de $us 150 millones
entre 2013 y 2015.
LOS DESAFÍOS
FUTUROS
¿Qué depara el futuro en términos de desafíos?
Actualmente YPFB reflexiona a través de su Gerencia Nacional de Planificación (GNPIE) en escenarios para lanzar a la brevedad un nuevo programa
de expansión de ductos con el fin de contemplar
una demanda
boliviana
de
20 millones de
La ex Transredes
metros cúbicos
invertía cerca de $us 35
al día hacia fimillones anuales.
nales del 2020.
Eso representa
un aumento de
nada
menos
que 20 veces
del escenario
es la inversión que
pre-NacionaliYPFB Transporte
zación.
espera cerrar el 2012.
Lo anterior
implica proba-
blemente una segunda fase del GCC para llevarlo
a una capacidad de hasta 250 millones de metros
cúbicos al día después de 2015, una ampliación
similar en el Gasoducto al Altiplano, además de
cumplir el desafío de llevar gas al Altiplano Sur, a
Oruro, al Salar, Tupiza y Villazón, zonas donde se
encuentra el mayor potencial minero de todo Bolivia.
En términos de inversiones, eso significa un inmenso reto para YPFB a la medida de las necesidades del país; es decir un reto que en término de
inversiones se realizará con el apoyo de la GNPIE y
de la Gerencia Nacional de Finanzas de YPFB. Sólo
para el transporte de gas natural, representa cifras superiores a los mil millones de dólares hasta
finales de la década.
Adicionalmente este ritmo de inversiones focalizado esencialmente en compra de tubería, estación de compresión y medición, pero sobre todo
en obras civiles, pondrá bajo alta presión el sector
de construcción y servicios petroleros locales. Las
empresas han podido acompañar, con algunos
bemoles eso sí, este enorme reto en proyectos.
Empero, el sector privado nacional debe hacer esfuerzos para mantener este ritmo de inversiones
y constituirse en un aliado de YPFB modernizando
sus sistemas de gestión y probablemente buscando nuevas fuentes de financiamiento o socios
capitalizadores que las fortalezcan. De lo contrario
corren el riesgo de ser sobrepasadas en un sector
altamente competitivo con empresas foráneas interesadas en invertir en nuestro país.
Como decía Sir Winston Churchill, “debemos
ver en cada dificultad, una oportunidad”. YPFB ha
sabido en estos últimos años convertir las dificultades en oportunidades para llevar el “Vivir Bien”
a cada vez más ciudadanos y emprendedores bolivianos en cada vez más regiones que cuentan
ahora con un carburante de precio competitivo,
fiable y sobre todo no-contaminante.
Ahora $us
135 millones
Tendido del Gasoducto Carrasco Cochabamba
Gas & Desarrollo
65
DOWNSTREAM
CONTEXTO REGIONAL
Con estándares internacionales de calidad
YPFB Aviación asegura
el abastecimiento
COMERCIALIZACIÓN. Se mantuvo la meta proyectada para 2012 tanto en venta de
combustibles de aviación (Jet-Fuel y Av Gas), como en la modernización de maquinaria y optimización del servicio de suministro en los diferentes aeropuertos.
Cnl. Hugo R. Iporre Maurice
Ex Gerente General
YPFB Aviación
PERFIL
Es piloto militar egresado del
Colegio Militar de Aviación y
Licenciado en Ciencias y Artes
Militares Aeronáuticos con un
Diplomado en Altos Estudios
Nacionales (DAEN).
EXPERIENCIA
En 1997 fue jefe de Planificación y en 1998 desempeñó
funciones como jefe de Evaluación de la Escuela de Guerra Aérea.
Entre 2006 y 2007 se desempeñó como sub Jefe del
Departamento III de Operaciones de la Fuerza Aérea
Boliviana y en 2008 trabajó
como sub Jefe del Departamento IV Logística de la FAB.
66 Gas & Desarrollo
L
a expectativa es mantener los
volúmenes de venta de combustible de aviación – Jet Fuel y
AV Gas – en el mercado interno
pese a la salida de la aerolínea
privada AeroSur e inclusive se tiene
previsto incrementar la comercialización de estos combustibles en un 3%
aproximadamente en 2013, gracias a la
apertura de nuevas rutas nacionales e
internacionales.
La salida de AeroSur provocó inicialmente una disminución del 45% en las
ventas de combustible, causando este
hecho una recomposición de los planes de inversión iniciales que tenía la
empresa. Sin embargo, se mantuvo la
meta proyectada para la presente gestión tanto en venta de combustibles
como en modernización de maquinaria
y optimización del servicio de suministro.
Pese a todos estos impases, el
mercado está en franca recuperación
gracias a los ambiciosos planes de expansión de otras compañías aéreas bo-
Los volúmenes de combustibles de aviación suministrados en Bolivia, son notablemente más bajos que
en los países vecinos. Como ejemplo, tenemos a Brasil
que se constituye en el mayor proveedor de combustible de aviación de la región con un 40% del mercado aeronáutico latinoamericano, seguido de Argentina, Chile,
Colombia, Venezuela y Perú respectivamente.
Si hablamos de precio por litro vendido, éste es estándar prácticamente en toda la región, y en el caso de
Bolivia, se mantiene en un promedio razonable con respecto a los precios de otros países de Latinoamérica.
La aviación comercial crece en toda la región, pues
nuevas aerolíneas ofrecen sus servicios y la demanda
se incrementa a pasos muy grandes. Cada vez existen
más rutas turísticas y comerciales por atender, entendiéndose esta figura como una situación propicia para
incrementar los volúmenes comercializados.
En el caso de
Bolivia, se prevé
En el aeropuerto
un incremento
en la venta de
internacional de
Jet Fuel y AV Gas
El Alto de La Paz una
para 2013, debido a que existe
una política turística y comercial interesante
que provoca más
estará concluida
interés extranen 2015.
jero por llegar a
nuestro territorio.
Cuando se promulgó el D.S. N° 0111 nacionalizando
la totalidad de las acciones que conformaba el paquete accionario de la empresa Air BP Bolivia S.A. ABBSA,
encargada –hasta ese momento– del suministro de
combustibles de aviación, inmediatamente nace YPFB
Aviación con la expectativa de expandir sus operaciones, y modernizar su flota y plantas en los diferentes
aeropuertos de Bolivia.
Desde la Nacionalización, YPFB Aviación concretó
proyectos de inversión con el fin de cumplir su compromiso de modernización y optimización de los recursos
actuales, así como coadyuvar de forma estricta en el logro de las metas y objetivos de la Corporación.
Antes de la Nacionalización, se trabajaba con estándares muy rigurosos que exige el mercado aeronáutico
internacional, los cuales se han mantenido, y es más, se
tiene la seria intención de mejorarlos, pero para ello se
requerirá de más inversión sobre todo en infraestructura civil, eléctrica, mecánica y vehicular.
En los primeros años de existencia de YPFB Aviación, se experimentó una mejora en las operaciones
y en los volúmenes comercializados, registrando un
crecimiento del 18% en los primeros años. Esta situación resultó propicia para la planificación y propuesta
de proyectos como la construcción de plantas nuevas,
adquisición de nuevas unidades abastecedoras para la
renovación de la flota actual, entre otros.
INVERSIONES PROYECTADAS
A partir de 2013 se tiene planificado invertir en proyectos de gran envergadura como la construcción de
la nueva aeroplanta en el aeropuerto de El Alto del departamento de La Paz, cuya conclusión será en 2015. El
objetivo es ampliar la capacidad de almacenaje de combustible de aviación en este departamento, además de
mejorar el servicio prestado a las diferentes aerolíneas.
Otro proyecto importante es la construcción de la
nueva aeroplanta de Guayaramerín en Beni, cuya conclusión está prevista para 2014. En esta localidad se
cuenta con una nueva terminal aérea, pero se tiene la
nueva
aeroplanta
livianas tales como Boliviana de Aviación (BoA) y Transporte Aéreo Boliviano
(TAM) que no sólo se están proyectando para cubrir otras rutas nacionales
sino que están realizando inversiones
para poder realizar vuelos al exterior.
Adicionalmente, se tiene prevista la
inauguración de nuevos aeropuertos
fruto de la iniciativa del gobierno, lo que
implicaría lógicamente que YPFB Aviación deberá programar el servicio de
suministro de combustibles de aviación
en los aeropuertos de Alcantarí (Sucre),
Chimoré (Cochabamba), Tito Yupanqui (Copacabana), Uyuni y Potosí en el
corto plazo. Consecuentemente, estos
nuevos emprendimientos provocarán
el incremento en la venta de este combustible.
YPFB Aviación garantiza el abastecimiento de Jet Fuel (nacional e internacional) y AV Gas aplicando todos los
estándares internacionales de calidad
y seguridad, teniendo como principio
fundamental la integridad de las personas y el cuidado del medio ambiente.
Aeronave de BOA se reabastece con combustible
necesidad de trasladar la actual aeroplanta. También se
pretende construir otra en Cobija ya que pese a que se
cuenta con el servicio de suministro de combustible en
el aeropuerto del lugar, aún no se tiene con capacidad
de almacenaje, lo que causa problemas logísticos.
YPFB Aviación realiza gestiones para la construcción de nuevas aeroplantas en las terminales aéreas
de Oruro, Alcantarí (Sucre), Chimoré (Chapare) y Tito
Yupanqui (Copacabana-La Paz). Asimismo, se efectúan
las gestiones y coordinación con el Ministerio de Obras
Públicas, Servicios y Vivienda para aportar sobre la definición de áreas para nuevas aeroplantas.
NUEVAS UNIDADES ABASTECEDORAS
Adicionalmente, se tiene planificado invertir en la
compra de siete refuellers – unidades abastecedoras –
con capacidades entre 1.000 y 10.000 galones de combustible de aviación a ser destinados a los aeropuertos
de mayor demanda en Bolivia.
La mayoría de los refuellers con los que se trabaja
en la actualidad tienen varios años de antigüedad y en
algunos casos ya han cumplido su tiempo de vida útil.
Gas & Desarrollo
67
DOWNSTREAM
Un gasoducto récord en Sudamérica
Beneficios del Nuevo
Cruce Río Grande
GASODUCTO. Empresas bolivianas y extranjeras pusieron tecnología de punta a disposición de esta gran obra para instalar un ducto que se encuentra a 35 metros por
debajo del lecho del río.
Lic. Katya Diederich
Gerente General
Gas TransBoliviano S.A.
PERFIL
Es Licenciada en Administración de Empresas y Master en
Dirección de Empresas.
Realizó cursos de Negocios
Internacionales de Gas Natural con el Instituto IRHDC
de Boston, cursos sobre Contratos Internacionales en la
Association of International
Petroleum Negotiations Houston y cursos sobre Restructuración de Mercados y
Gobierno Corporativo.
EXPERIENCIA
Posee trece años de experiencia en el sector, principalmente en el área de negocios.
Trabajó durante 9 años en
YPFB CHACO (antes Empresa
Petrolera Chaco S.A) y hace 4
años en GTB.
68 Gas & Desarrollo
E
n Bolivia se encuentra el
mayor gasoducto de exportación de Sudamérica, el
GTB, que inició operaciones
en julio de 1999; cuenta con
557 kilómetros de tubería de 32 pulgadas de diámetro, cuatro plantas
de compresión, dos estaciones de
entrega y una estación de recepción
de gas natural. Este gasoducto tiene
como principal mercado Brasil (aproximadamente 99% del gas transportado en este gasoducto), el cual inicia
en la Estación de Medición Río Grande, donde se recibe el gas natural de
los campos del norte y del sur del
país, para luego ser entregado en la
Estación de Transferencia de Custodia y Medición Mutún, ubicada en la
frontera Bolivia-Brasil.
En 2011, el sistema de GTB exportó al Brasil el 63% de todo el gas
natural transportado en Bolivia, generando alrededor de $us 2.800 millones de ingresos brutos, monto que
representó el 31% de todas las expor-
taciones de Bolivia.
El gas natural boliviano alimenta la región más importante en la
industria, economía y población del
Brasil (sexta economía y quinta población mas grande del mundo) y
que ésta incluye a los estados de Sao
Paulo, Río de Janeiro, Matto Grosso,
Paraná, Santa Catarina, Río Grande
do Sul. En 2011 el gas natural boliviano representó el 43.8% del gas
consumido en Brasil, el cual es utilizado para la generación de electricidad térmica, consumo para hogares
y comercios, gas natural vehicular,
así como también como combustible
para la industria brasilera que mueve
la economía de ese país.
A inicios de 2007 la temporada de
lluvias excesivas impactó el cruce del
ducto de GTB en Río Grande, dejando la sección de la tubería de 32 pulgadas expuesta en el lado Oeste del
margen del río. La erosión registrada
durante la temporada de lluvias del
2007 fue mayor que la suma de los
niveles de erosión combinada
El proyecto en todas
del periodo de
sus fases se hizo con
los 10 últimos
años.
La compañía respondió
oportunamente ejecutando
las medidas de
contingencia
y 10% de personal
necesarias en
extranjero.
la orilla impactada, anclando
con pilotes y
cabezales el tramo afectado del gasoducto, con el
objetivo de resguardar el mismo. Si el río continuaba
su curso, los trabajos de emergencia ejecutados no
serían suficientes para proteger el gasoducto de la
erosión y exposición. Si bien los trabajos ejecutados
contribuyeron a reforzar la estabilidad del tramo,
estudios especializados (hidrológico, morfológico,
geotécnico y operativo) con visión del comportamiento del cauce del río a 50 y 100 años, recomendaron el diseño y construcción de un nuevo cruce
dirigido.
Ante la necesidad de tener disponible un cruce
alterno del gasoducto del GTB, se crea el Proyecto
Nuevo Cruce Río Grande”, el cual serviría como alternativa en caso de emergencia ocasionada por
fenómenos naturales que afectasen al cruce existente.
90% de
personal
boliviano
NUEVO CRUCE RÍO GRANDE
El proyecto disponía de una línea alterna de
5.700 metros de longitud de 32 pulgadas, de los cuales
2.700 metros serían instalados bajo la tecnología de
Perforación Horizontal Dirigida (HDD por sus siglas en
inglés), el cual entraría en operación para garantizar el
transporte de los grandes volúmenes gas natural.
La construcción del proyecto Nuevo Cruce del Río
Grande llevado a cabo por GTB, estuvo dividida en tres
fases principales: Construcción de los Puntos de Interconexión, construcción de Línea Regular y Perforación
Horizontal Dirigida.
El proyecto en todas sus fases de construcción se
llevó a cabo con 90% de personal boliviano y 10% de
personal extranjero especialista en Perforación Horizontal Dirigida.
El tiempo total empleado para la construcción de
todo el proyecto fue de tres años (2009 para construcción de los puntos de interconexión y abril 2010 – abril
2012 para la construcción de la línea regular, Perforación Horizontal Dirigida e interconexión al ducto actual).
Nuevo Cruce Río Grande
CONSTRUCCIÓN DE PUNTOS
DE INTERCONEXIONES DUCTO EXISTENTE
Los estudios de ingeniería llevados a cabo establecieron los puntos de interconexión. El primer
punto fue localizado en la Estación de Medición de
Río Grande al inicio del gasoducto GTB, y el otro extremo a 1.100 metros aproximadamente cruzando
el río grande; adicionalmente se identificó la necesidad de instalar una válvula de bloqueo de 32 pulgadas en el ducto existente, esta válvula permitiría
operar de manera independiente e indistinta el nuevo cruce y el anterior.
Ante la imposibilidad de realizar una interrupción en el transporte de gas, se determinó ejecutar
las actividades con operación normal del gasoducto
usando las técnicas de ”Hot Tap & Line Stop” de 32
pulgadas. La técnica de Hot Tap & Line Stop (corte
caliente & Bloqueo de línea), es una técnica utilizada
para intervención de ductos en operación. El corte caliente consiste en hacer un orificio del mismo
diámetro del ducto para posteriormente introducir
los cabezales de bloqueo. El bloqueo permite aislar
una sección del ducto y desviar el gas por una ruta
alterna (bypass) previamente construida. Aislar una
sección del ducto y desviar el flujo permite realizar
actividades con operación normal de transporte.
El proceso para la construcción de los puntos de
interconexión abarcó el periodo febrero – diciembre
de la gestión 2009. La actividad fue ejecutada por
una empresa especializada en intervención a ductos en servicio, asimismo estos trabajos ejecutados
a una presión de transporte de 1.420 psi, no implicaron la interrupción en las entregas de gas, y requirieron una estrecha coordinación con los sistemas
interconectados, YPFB Corporación y clientes tanto
en Bolivia como en Brasil.
Dentro de las tareas más importantes que fueron ejecutadas podemos mencionar, pruebas de laminación, ovalidad del ducto, Carbono equivalente,
calificación de procedimientos de soldadura y solGas & Desarrollo
69
DOWNSTREAM
perforación requerida en el proyecto (32 pulgadas de
diámetro de columna y 2.700 metros de longitud), la
capacidad del Rig de Perforación era de 500 toneladas de tiro, equipo de mayor capacidad en la industria de perforación de HDD en el mundo.
CONSTRUCCIÓN DE LÍNEA REGULAR
Durante la perforación se ejecutó el pozo piloto,
La construcción de la línea regular fue ejecutada
por empresa local especialista en tendido de líneas tres fases de ensanchamiento y dos fases de limmás la interconexión a la sección de línea regular pieza de pozo. Previo al jalado de la cañería, se realizaron actividades preliminares
e interconexión al ducto actual.
como ser: nivelación y compacLos 2.700 metros de línea regular
tado del terreno en el pipe side
construidos tuvieron las caracPERFORACIÓN HORIZONTAL
DIRIGIDA
con una pendiente positiva, se
terísticas típicas que se preseninstalaron 160 rollers (alineación
tan en la construcción de ducLa ingeniería fue desarrollada por
y nivelación) a fin de permitir el
tos (cruces especiales, lastrado,
el contratista a partir de la infordeslizamiento de la cañería a tradoblado de tubería y otros). Las
mación entregada por GTB. Los
vés de rodillos, los mismos fueactividades fueron ejecutadas en
estudios de ingeniería determiron ubicados a 16 metros de disambas márgenes del río. Para la
naron:
tancia cada uno. El izaje del ducto
construcción se calificaron pro•Ejecutar la perforación de una
sobre los rollers, fue ejecutado
cedimientos de soldadura y sollínea auxiliar para seis pulgadas
por side booms de 50 toneladas
dadores según API 1.104 para
de diámetro para recirculación
de lodos con el objetivo de rede capacidad.
línea y ASME IX para los Spools
ducir
la
cantidad
de
desechos.
De la misma forma, se consde interconexión. El proceso de
•Trayectoria de perforación, ántruyó una rampla de 75 metros
soldadura se ejecutó según los
gulos de ingreso y salida, prode longitud y 3,5 metros de alto
procedimientos aprobados. El
fundidad de perforación.
para que la tubería coincida con
control de calidad de las juntas
•Diámetro del pozo piloto (12
el ángulo de ingreso de la perfode producción fue gammagrafía
pulgadas), y sistema de naveración, en esta etapa del jalado,
en el 100% de las juntas. Se reagación para el pozo piloto, instambién se utilizaron dos grúas
lizó el doblado de cañería de 32
talación del sistema de guiado.
de 75 toneladas y un side boom
pulgadas de diámetro para los
•Diámetros para cada fase de
de 50 toneladas que ayudaron a
puntos de transición, cambios de
ensanchamiento, (24 pulgadas,
36 pulgadas, 46 pulgadas) y tiizar la cañería.
dirección y empalmes entre secpos de herramienta a ser utiliEmpresas bolivianas y exción de Línea Regular y Perforazados en cada fase.
tranjeras pusieron tecnología de
ción Horizontal Dirigida.
•Corridas de limpieza de pozo,
punta a disposición de esta gran
De acuerdo a normativa, se
definición del tipo de lodo para
obra para instalar un ducto que
elaboraron los procedimientos
cada fase de perforación y limse encuentra a 35 metros por depara ejecutar pruebas hidrospieza.
bajo del lecho del río. Este es el
táticas (4), para cada sección de
•Control de flotación, cantidad
cruce más largo de LatinoamériLínea Regular y de prefabricado.
de agua y tipo de lodo.
ca, lo cual registra un récord en
Los documentos fueron envia•Nivelación del terreno para lanzamiento de la columna con
Sudamérica y que ya está condos a la Agencia Nacional de Hiángulo positivo de 0.5 %, y discluido y operando.
drocarburos para su respectiva
tribución
de
Rollers.
Este proyecto permite a YPFB
aprobación.
•Fuerzas de tiro y análisis de
Corporación consolidarse como
Las actividades de construcstress de la columna.
principal exportador de gas en el
ción de la perforación horizontal
Cono Sur, garantizando los comdirigida fueron iniciadas en mayo
promisos asumidos dentro del
de 2010 con el transporte de los
Contrato de Compra/Venta de
equipos desde diversas partes
Gas al Brasil mitigando los riesdel mundo. El Rig de Perforación
gos de interrupción del servicio
(Alemania), Drill Pipe (Shangai),
de transporte a través de GTB, y
Bombas de Lodos (USA), tanques
aplicando estándares internaciode dosificación y recirculación de
nales de seguridad, construcción
lodo (fabricados en Bolivia).
y calidad.
Por las características de la
dadores y soldadura de ductos en servicio, control
de calidad por partículas magnéticas, perforación y
corte del ducto en servicio mediante Hot Tap.
70 Gas & Desarrollo
Energía más segura y económica
Gas natural para
todos los bolivianos
DISTRIBUCIÓN. El gas natural transformará el uso de la energía en la industria, la
generación eléctrica y el servicio domiciliario, haciendo que ésta sea más económica y
ambientalmente más segura.
Ing. Sergio Borda Reyes
Gerente Nacional de Redes
de Gas y Ductos
YPFB Corporación
PERFIL
Es ingeniero industrial titulado en la Universidad Mayor
Real y Pontificia de San Francisco Xavier de Chuquisaca.
EXPERIENCIA
Entre 2009 y y 2012 fue Distrital de Redes de Gas Chuquisaca.
Fue Consultor Técnico de la
Dirección ODECO de la Superintendencia de Hidrocarburos, 2008-2009.
Coordinador Técnico y Supervisor de Obras Civiles y Mecánicas de Tendido de Redes
Secundarias de Gas Natural
en la ciudad de Sucre Proyecto 39K YPFB, 2007.
E
n los últimos años y como
uno de los resultados de la
Nacionalización, la participación del Gas Natural en la
economía nacional adquirió
una relevancia muy importante, que se
refleja en el cambio de la matriz energética frente a otros combustibles, además, se constituye en el principal recurso natural de exportación del Estado y
generador de ingresos para el país.
La Gerencia Nacional de Redes de
Gas y Ductos, en cumplimiento a lo
que establece la Constitución Política
del Estado y la Ley de Hidrocarburos,
es la instancia operativa de YPFB Corporación dedicada a la distribución del
Gas Natural a nivel nacional, teniendo
como bases fundamentales de trabajo la planificación y ejecución de un
conjunto de actividades para el cumplimiento de las metas que se propone
alcanzar en forma anual.
El abastecimiento de gas natural para la generación eléctrica, la industria, el comercio y los hogares de
los bolivianos, es sin duda, una tarea
fundamental que la GNRGD viene realizando y la ejecuta a través de sus Oficinas Distritales en todo el país.
El gas natural es el combustible fósil de menos contaminación de medio
ambiente, debido a que en su combustión no genera gases tóxicos, cenizas
ni residuos. Su transporte y distribución se realiza mediante ductos enterrados, por lo que no daña el paisaje ni
atenta contra la vida animal y vegetal.
La distribución de Gas Natural por
redes demanda una serie de actividades que las Distritales deben ejecutar
para que el gas domiciliario llegue a los
hogares de los bolivianos, entre las actividades se encuentra el tendido de la
red primaria y secundaria, en algunos
casos la instalación de la Estación Distrital de Regulación (EDR) y en otros la
incorporación del City Gate (Estaciones
de Recepción y Despacho), actividades
previas que contribuyen al abastecimiento de la cantidad de instalaciones
internas en una determinada ciudad.
Gas & Desarrollo
71
DOWNSTREAM
SECTOR DOMÉSTICO
SECTOR INDUSTRIAL
A partir del año 1994, se convierte en un energético importante para los hogares bolivianos, llegando
a beneficiar a cerca de 355 mil hogares en todo el
país. Muchos hogares pueden utilizar en este momento el Gas Natural para preparar sus alimentos,
para la calefacción y otros usos del hogar, ya que se
trata de un servicio económico y que permite generar
ahorro en la población boliviana.
Para el sector Industrial, tiene múltiples aplicaciones. Es utilizado como combustible para distintos procesos productivos, en la petroquímica, la
siderurgia, en la fabricación de papel, cemento, vidrio, elaboración de alimentos, cerámica y sistemas
de calefacción, aire acondicionado y otros.
USUARIOS DOMÉSTICOS
USUARIOS INDUSTRIALES
Potosí
18.535
Cochabamba
39.074
El Alto
170
Sucre
20.107
Santa Cruz
22.836
El Alto
103.578
La Paz
85
Cochabamba
461
Oruro
38
La Paz
25.849
Total
253.578
Potosí
10
Total
1.015
Oruro
23.599
SECTOR COMERCIAL
Santa Cruz
215
Sucre
36
GAS NATURAL VEHICULAR GNV
En el sector comercial, el gas natural es utilizado
como combustible para el funcionamiento de snacks,
restaurantes, hostales y hoteles, hornos de panificación, piscinas, teatros, escuelas, hospitales, mercados y otras actividades productivas y de servicio.
Para los hornos de panificación, el Gas Natural se
ha convertido en un elemento importante de equilibrio, para estabilizar la estructura de costo y mecanismo regulador del precio de este producto en el
mercado interno, contribuyendo de esta manera al
bienestar y la economía de la población consumidora.
El Gas Natural Vehicular (GNV), en muchos países de américa latina, es un combustible que alimenta una parte significativa de sus parques automotores, con importantes repercusiones en el tema
medioambiental y con ahorros económicos para los
propietarios de los vehículos.
Para este 2013, la Gerencia Nacional de Redes de
Gas y Ductos de la estatal petrolera, tiene previsto
invertir Bs 805.170.644 en la perspectiva de beneficiar a la población boliviana con 80 mil nuevas conexiones de gas domiciliario, redes de gas que integran
al país.
USUARIOS COMERCIALES
USUARIOS CON GNV
El Alto
Potosí
255
Cochabamba
989
20
658
La Paz
405
Oruro
285
Sucre
244
Fuente: Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos
72 Gas & Desarrollo
Cochabamba
61
La Paz
5
Sucre
7
Santa Cruz
1.079
Total
3.915
Potosí
1
El Alto
Total
188
Santa Cruz
88
Oruro
6
Gas boliviano
de exportación
CAMPO SAN ALBERTO. Desde este complejo de procesamiento de Gas Natural se
envían importantes volúmenes del energético al mercado de Brasil en el marco del
contrato de compra venta GSA (Gas Supply Agreement).
Gas & Desarrollo
73
Comercialización del Gas Natural del Estado Plurinacional
Generación de
mayores ingresos
TAREAS. La Dirección Nacional de Gas Natural administra y controla el cumplimiento
de los Contratos de Compra Venta del energético en el Mercado Interno y de exportación,
así como de los Contratos de Transporte y Compresión, entre otros.
Ing. Jorge Patricio Sosa Suárez
Director Nacional de Gas Natural
de YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero Químico titulado
en la UAGRM. Realizó cursos
sobre Instrumentación Industrial, Desarrollo de la Industria
Siderúrgica Integrada, Medición de Gas Natural, entre
otros. Es egresado del MBA
en Gas & Petróleo de la UPB.
EXPERIENCIA
Trabajó en el Laboratorio de
Medición, Control de Calidad
e Instrumentación de Gas
Natural en la Gerencia de YABOG. Fue Fiscal de Medición y
Coordinador de Facturación.
Durante su gestión se elaboró
y negoció la suscripción de los
Contratos de Compra Venta
al Mercado Interno, Contratos de Transporte, Adendas
al GSA y ENARSA, Contratos
Interrumpibles con Brasil y
Argentina, entre otros.
74 Gas & Desarrollo
E
l abastecimiento prioritario de Gas Natural al
Mercado Interno y el cumplimiento de los compromisos de exportación de
conformidad con lo estipulado en
los respectivos contratos y la producción de Gas Natural, son tareas
esenciales de la Dirección Nacional de Gas Natural (DNGN).En este
contexto, la DNGN tiene bajo su
responsabilidad la administración
y control del cumplimiento de los
Contratos de Transporte, Contratos
de Comercialización y Acuerdos de
Entrega de Gas Natural suscritos
o, en su defecto, llevar adelante
los procesos de negociación de los
mismos, los cuales posteriormente
son puestos a consideración de las
autoridades competentes a fin de
su suscripción.
Asimismo, en esta Dirección se
realizan estudios y análisis para la
búsqueda de posibles nuevos mercados para la producción de Gas
Natural disponible, con el objeto de
maximizar los beneficios e ingresos de YPFB y el país.
MERCADO INTERNO
Actualmente, la comercialización del energético en Bolivia es
realizada en el Mercado Interno
de Consumo, suministrando Gas
Natural a los siguientes sectores:
Distribución de Gas Natural por Redes y Ductos (Residencial, Comercial, Gas Natural Vehicular (GNV) e
Industrial), Termoeléctrico, Consumo de Gas Natural como combustible (Refinación y Transporte) y
Consumidores Directos, siendo el
consumidor directo aquél que consume Gas Natural directamente
del gasoducto, que no se encuentra dentro de la red de distribución,
mientras que los consumidores denominados propios, son los hidrocarburos gaseosos utilizados en la
industria petrolera como combustible en las operaciones.
La evolución del consumo en el Mercado Interno desde el 2 de mayo de 2007 hasta diciembre
de 2012 ha sido significativa, con una tasa de crecimiento promedio de los últimos cuatro años del
10%.
Este crecimiento es resultado de las políticas
de expansión e incremento en la masificación del
uso de este energético a través de miles de instalaciones domiciliarias y del uso de GNV, entre
otros.
El Sector Termoeléctrico también tuvo incidencia en el consumo del Mercado Interno; al respecto,
es importante hacer notar, que este sector representa aproximadamente el 50% del consumo total
del Mercado Interno de Consumo, con un crecimiento importante en los últimos años, tal como
refleja el Plan Óptimo de Expansión del Sistema
Interconectado Nacional, cuya evolución histórica
de la demanda máxima anual de energía, creció
de 895 MW en 2007 a 1.109 MW en 2012, siendo la oferta real disponible de aproximadamente
1.357 MW, cubierta fundamentalmente mediante
la instalación
de nuevas uniLa evolución del
dades termoeléctricas. En ese
consumo en el mercado
sentido, la deinterno representó un
manda de Gas
Natural creció
en promedio en
el periodo 2009
– 2012 en un
9,97%.
de 10% en la tasa de
De acuerdo
crecimiento promedio en
a lo señalado,
se
evidencia
los últimos cuatro años.
un significativo crecimiento
de cada sector, aspecto que requiere de control
y planificación operativa continua por parte de
la DNGN a fin de cumplir con cada requerimiento. Para ello y en virtud a la normativa vigente,
se elaboró un Modelo de Contrato de Compra
Venta de Gas Natural para el Mercado Interno de
Consumo con carácter de adhesión, el cual entre
otros términos y condiciones, estipula un margen
de tolerancia entre las nominaciones efectuadas
por cada cliente y lo efectivamente tomado en los
respectivos puntos de entrega, es decir, los volúmenes que se encuentren por encima o por debajo de este margen son sujetos a la aplicación
de cargos adicionales, esto con la finalidad de que
otros usuarios no se vean afectados por un consumo no planificado.
En cuanto a las perspectivas a futuro, se establece un mayor consumo de cada sector, cambio de matriz energética, incrementar los ingresos del país, disminuir la subvención y contribuir
con el medio ambiente a través de energía menos
contaminante.
MERCADOS DE EXPORTACIÓN
Los mercados de exportación a los cuales
nuestro país suministra Gas Natural son la República Federativa del Brasil y la República Argentina, en el marco de los contratos suscritos.
CONTRATO CON PETROBRAS
Con Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS) Bolivia suscribió un Contrato en 1996, con vigencia
de 20 años (GSA). Las entregas de la Cantidad
Diaria Contractual (CDC) se inicia el 1° de julio de
1999, la cual se fue incrementando de manera escalonada hasta la obligación máxima de entrega
incremento
significativo
Termoelectrica de Guaracachi, Santa Cruz
igual a 30,08 millones de metros cúbicos por día
(MMmcd) a partir de 2004 hasta la conclusión del
contrato.
Es importante destacar que en las gestiones
2011 y 2012 se obtuvieron los mayores ingresos
por la Comercialización de Gas Natural en el marco de este contrato, cuyos montos superan los
$us 2.800 millones y $us 3.497 millones respectivamente (Incluye Gas Combustible). Para los años
siguientes, se espera que el requerimiento de
PETROBRAS se mantenga estable hasta la terminación del contrato; cabe señalar que, se deberá
considerar el tiempo que se requerirá para la recuperación de la Energía Pagada No Retirada (si la
Gas & Desarrollo
75
hubiera a la conclusión de la vigencia) y la diferencia
entre la CDC y la Cantidad Diaria Garantizada acumulada desde el primer año de vigencia del Contrato.
Asimismo, es importante destacar la suscripción
del Cuarto Addendum al GSA, referido a la valorización de los Hidrocarburos Pesados contenidos en la
corriente de Gas Natural que se exporta.
De igual forma, se debe resaltar que con el objeto
de suministrar volúmenes de Gas Natural a la Central Termoeléctrica de Cuiabá, en septiembre de 2011
YPFB y PETROBRAS suscribieron el Quinto Addendum al GSA, incluyendo un nuevo Punto de Entrega,
localizado en la frontera boliviano-brasileña entre
las ciudades de San Matías y Cáceres, dichos volúmenes de Gas Natural forman parte del GSA.
CONTRATO INTERRUMPIBLE CON MTGÁS
En 2008 se suscribe un Contrato Temporal e Interrumpible de Compra Venta de Gas Natural entre
YPFB y Companhia Mato-Grossense de Gas S.A.
(MTGás) con vigencia de un mes; posteriormente,
en 2009 se suscribió un Contrato Interrumpible de
Compra Venta de Gas Natural con MTGás con vigencia de diez años, cuyo suministro está en función a
la disponibilidad de volúmenes de Gas Natural por
Planta de Procesamiento de Gas Natural San Alberto.
76 Gas & Desarrollo
parte de YPFB. Desde la gestión 2008 a diciembre
2012 se ha recaudado por este contrato aproximadamente $us 4,4 millones.
CONTRATO CON ENARSA
La exportación de Gas Natural con destino a la
República Argentina data de la década de los 70, exportación realizada por YPFB. A partir de octubre de
2006 se produce un giro en esta exportación, con la
suscripción del Contrato de Compra Venta de Gas
Natural con Energía Argentina S.A. (ENARSA), que se
inicia a partir de enero de 2007 con vigencia de 20
años.
Es importante destacar que el 26 de marzo de
2010, se firmó la Primera Adenda al Contrato YPFBENARSA, que entre otros términos y condiciones,
estipula los volúmenes garantizados por ambas
partes, incrementándose de forma progresiva de 7,7
a 27,7 MMmcd así como la garantía que respalda a
YPFB ante eventuales incumplimientos de pago.
Estas nuevas condiciones, permitieron la construcción y funcionamiento del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), y mayores inversiones e
incremento de la producción por parte de los Titulares de los Contratos de Operación.
El resultado de estas gestiones se puede observar en el incremento de la exportación que creció de 1.686 millones de metros cúbicos (MMmcs)
en el año 2007 a 4.253 MMmcs en el 2012 lo cual
permitió que este año se establezca un récord en
las exportaciones del gas boliviano a este mercado. De igual forma, es importante destacar el incremento en los ingresos que recibió el país, que
pasaron de $us 326 millones a $us 1.789 millones
en el mismo periodo.
CONTRATO INTERRUMPIBLE CON ENARSA
Compra Venta de Gas Natural, constituyéndose
en consecuencia, en un instrumento que garantiza a YPFB que las entregas de los Titulares en
Punto de Fiscalización se efectuarán de acuerdo a
requerimientos de los clientes tanto en cantidad
como en calidad.
A la fecha del presente artículo, YPFB tiene
suscritos 63 Acuerdos de Entrega de Gas Natural.
No deja de sorprender y satisfacer la evolución
y en consecuencia, el crecimiento del consumo
de Gas Natural en el mercado interno, resultado del éxito de las políticas de masificación del
consumo de este energético implementadas en
el país, con la perspectiva del cambio de la matriz
energética; asimismo, el incremento significativo
de los ingresos generados por la exportación y
que de acuerdo al reporte del Instituto Nacional
Este contrato permite la comercialización de la
producción adicional de Gas Natural que no se encuentre comprometida a otro mercado, o en época de baja demanda de otro mercado. La firma del
Contrato Interrumpible de Compra y Venta de Gas
con ENARSA se
efectuó en julio
de 2012, el cual
El Contrato Interrumpible
entre sus términos y condide Compra y Venta con
ciones, estipula
ENARSA permite la
una
Garantía
de pago, consistente en una
Carta de Crédito
Stand By que
respalda a YPFB
adicional de gas que no
en eventuales
se encuentre compromeincumplimientida a otro mercado.
tos de pago.
Firma para reactivar la entrega de gas a la termoeléctrica de Cuiabá
Desde la vigencia de este
contrato, hasta
el mes de diciembre de 2012 se logró exportar 290 de Estadística, del total de ingresos derivados
MMmc y se obtuvo un ingreso aproximado de $us por la exportación en el año 2011 que percibió el
país, aproximadamente el 42% corresponde a la
123 millones.
exportación de gas natural realizadas a Brasil y
Argentina.
ACUERDOS DE ENTREGA
Además, la DNGN tiene la responsabilidad del
Estos resultados reflejan la capacidad de los
seguimiento y control del cumplimiento de lo es- profesionales así como el trabajo en equipo que
tipulado en los Acuerdos de Entrega de Gas Natu- es realizado en YPFB, no siendo menos importanral suscritos con los Titulares de los Contratos de te, los procesos de negociación, que tienen como
Operación.
premisa satisfacer la demanda de Gas Natural del
El Acuerdo de Entrega es un instrumento pre- Mercado Interno y cumplir con los compromisos
visto en los Contratos de Operación, que esta- de exportación asumidos por Yacimientos Peblece el vínculo entre la fase de Producción y de trolíferos Fiscales Bolivianos en representación
Comercialización, el cual determina las condicio- del Estado Plurinacional de Bolivia, con el fin de
nes técnicas y comerciales de la entrega de los generar nuevas oportunidades, mayor desarrollo
volúmenes de Gas Natural conforme a los com- en el país y maximizar la valorización de nuestros
promisos asumidos por YPFB en los Contratos de recursos hidrocarburíferos.
comercialización
de la producción
Gas & Desarrollo
77
COMPLEJOS. ”Darle a la población boliviana la seguridad de contar con los combustibles que requieren para llevar adelante sus actividades, permite que el desarrollo de
nuestro país continúe y se incremente.”
Ing. Mauricio Marañón Somoya
Gerente Nacional de
Comercialización
YPFB Corporación
PERFIL
Es Ingeniero en Petróleo y
Gas Natural titulado en la
Universidad Privada Boliviana. Posee una Maestría MBA
Oil & Gas en la misma universidad.
EXPERIENCIA
Es funcionario de YPFB desde
la gestión 2008 en la Gerencia
Nacional de Comercialización.
Fue Encargado de Productos Especiales, Supervisor de
Programación y Control de
Diésel Oíl y Gasolina Especial.
Desempeñó funciones como
Jefe de la Unidad de Abastecimiento y en diciembre de
2011 fue promovido a Gerente Nacional de Comercialización.
78 Gas & Desarrollo
U
no de los principales retos que ha asumido YPFB
ante el pueblo boliviano en
general, y que ha logrado
cumplir ya por varias gestiones consecutivas, es el de garantizar el abastecimiento de combustibles
líquidos en todo el territorio nacional;
tarea que no ha sido nada fácil, después de haber vivido un periodo, donde
la escasez de Diesel Oíl, Gasolina y Gas
Licuado de Petróleo (GLP) era algo que
se presentaba normalmente. Ahora el
reto es alcanzar el autoabastecimiento
de estos productos a través de la producción nacional; para lo que está trabajando YPFB.
La importación de combustibles
como Diésel Oíl, Gasolina y GLP, es una
actividad a la que se tuvo que recurrir
como empresa estatal para cumplir
con el requerimiento del Mercado Interno, considerando que la producción
nacional de estos combustibles no era
suficiente. En lo que se refiere a Diesel Oíl, podemos remontarnos hasta el
2001, donde fue que se iniciaron la primeras importaciones de este producto.
La importación de GLP y de Insumos y
Aditivos para la producción de Gasolina
Especial, es más reciente ya que ambas
iniciaron en el año 2009.
Los volúmenes de importación han
ido incrementándose tomando gran
importancia hasta alcanzar porcentajes de participación considerables en
el balance para el abastecimiento de la
demanda nacional.
Ante este escenario, se han tomado definiciones importantes para lograr
reducir, y si es posible eliminar, la importación de combustibles. Es así que
se vio por conveniente llevar a cabo
los proyectos de construcción de las
Plantas de Separación de Líquidos de
Río Grande y Gran Chaco, a través de
las que se garantizará el autoabastecimiento de Gas Licuado de Petróleo, a
partir del año 2013 en adelante.
GLP
El Balance de GLP nos muestra que
1,800,000.00
1,600,000.00
1,400,000.00
volumen
Autoabastecimiento de
combustibles líquidos
PARTICIPACIÓN DE VOLÚMENES DE IMPORTACIÓN EN EL ABASTECIMIENTO
Gestión 2012
1,200,000.00
1,000,000.00
800,000.00
600,000.00
400,000.00
200,000.00
-
DO (M3)
GE (M3)
GLP (TM)
IMPORTADO
780,480.00
208,050.00
39,149.00
NACIONAL
767,215.90
928,211.42
356,908.05
BALANCE DE GLP
2013-2020
GASOLINA ESPECIAL
En lo que se refiere a la producción de Gasolina Especial,
YPFB ha definido impulsar dos
proyectos que permitirán incrementar la producción de este
combustible; que consisten en
la implementación de una Unidad de Reformación Catalítica
en la Refinería Gualberto Villarroel y de una Unidad de Isomerización en la Refinería Guillermo Elder Bell. Ambos proyectos
serán llevados a cabo por la
subsidiaria YPFB Refinación. El
objetivo es optimizar el proceso
de los volúmenes de Gasolina
Media y Gasolina Liviana que
se obtienen como excedentes
en las refinerías mencionadas
y así producir volúmenes incrementales de Gasolina Especial
que permita cubrir la totalidad
de la demanda del Mercado In-
BALANCE DE GASOLINA ESPECIAL
2013-2016
1,600
1,400
Miles de M3
En busca del...
con la producción de las Plantas
de Líquidos no sólo alcanzaremos el autoabastecimiento, sino
también se tendrán volúmenes
suficientes para realizar la exportación de GLP a gran escala.
De todas maneras es importante recordar que a partir del
mes de Noviembre de 2012 se
eliminaron las importaciones de
GLP, en virtud al desarrollo de
proyectos de incremento de capacidad en las Refinerías de Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel, así como el incremento
de volúmenes de proceso en la
Planta de Procesamiento de Gas
Natural de Vuelta Grande, con
los que se ha logrado un incremento de producción de 87 TMD
(Toneladas Métricas por Día)
equivalentes 2.610 Toneladas
Métricas por Mes. El incremento
de producción adicionalmente,
permitió realizar una primera
exportación de GLP de 1.000 Toneladas Métricas en los meses
de Diciembre 2012 y Enero 2013.
1,264
1,345
1,494
1,417
1,200
1,000
800
600
400
200
0
2013
2014
Producción Nacional
2015
2016
Demanda MI
Gas & Desarrollo
79
La estatal petrolera ahora es sujeto de crédito
Saludable situación
financiera en YPFB
Engarrafadora de Senkata, La Paz
BALANCE DE DIÉSEL OÍL
2013-2016
DIÉSEL OÍL
El problema más grande que
enfrentamos actualmente, es el
tratar de reducir la importación
de Diésel Oíl, considerando que
actualmente los volúmenes importados son aproximadamente
el 50% del volumen total demandado en nuestro país. YPFB ha
efectuado y continúa realizando
inversiones en las ampliaciones
de capacidad de las refinerías
Gualberto Villarroel y Guillermo
Elder para poder obtener volúmenes adicionales de este producto. Es así, que con los proyecterno.
tos ya ejecutados en 2012 y los
Con estos proyectos se logrará incrementar la pro- que se tienen previstos hasta el 2014, el Balance Diésel
ducción nacional de Gasolina Especial para el año 2015 Oíl nos muestra que el déficit de este producto se rea 1.400.000 m3 por año, siendo un incremento equiva- duce en un 45% en 2015 respecto a la producción aclente al 37% respecto a la producción actual de este com- tual, gracias al incremento de capacidad de refinación
bustible. Con estos volúmenes de producción podremos en nuestras refinerías.
alcanzar el autoabastecimiento de Gasolina Especial,
Si bien se logró avanzar hacia un escenario de aueliminando la importación actual que realiza YPFB y la toabastecimiento, en el que la producción nacional de
subvención que representa para el Estado Boliviano.
combustibles logre satisfacer la demanda del Mercado Interno, se puede verificar que aun
existe una tarea
YPFB avanzó hacia un
pendiente en lo que
escenario de
se refiere al requerimiento de Diésel
Oíl. En ese sentido,
YPFB trabaja de
forma intensa en la
implementación de
en la producción
nuevos proyectos
nacional de
que presenten alternativas de solución
combustibles.
La Planta de Senkata-La Paz ingresó en fase de modernización
a este problema.
”autoabastecimiento”
80 Gas & Desarrollo
PRESUPUESTO. En términos presupuestarios en 2006 se ejecutaron Bs 4.400 millones, alcanzándose en 2012 una ejecución superior a Bs 72.372 millones, lo que permite resaltar la importancia que tiene YPFB dentro de las finanzas del sector público.
Lic. Edwin Aldunate Luján
Gerente Nacional de
Administración y Finanzas
YPFB Corporación
PERFIL
Es Licenciado en Economía titulado en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA).
Realizó cursos de especialización en finanzas públicas
en Estados Unidos.
EXPERIENCIA
Hasta diciembre de 2008 se
desempeñó como Director
Nacional de Presupuesto del
Ministerio de Economía y Finanzas.
En Yacimientos Petrolíferos
Fiscales Bolivianos cumplió
labores de asesor en 2009
y desde la gestión 2010 se
desempeña funciones como
Gerente Nacional de Administración y Finanzas (GNAF).
A
partir de la Nacionalización
de los Hidrocarburos, una
responsable administración
de las finanzas de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos se ha traducido en resultados
que nos permiten visualizar el futuro
con mucha esperanza y expectativas
favorables de crecimiento y desarrollo.
A nivel patrimonial, el 2006 la empresa contaba con un patrimonio que
bordeaba los 7.760 millones de bolivianos, en tanto que el 2012 hemos concluido con un patrimonio de 38.123 millones de bolivianos, posible gracias a la
continuidad y coherencia en la gestión
administrativa – financiera de la empresa, junto a la coyuntura internacional
favorable en cuanto a las nominaciones
a Brasil y la Argentina, así como a los
precios de exportación, consiguientemente entre las gestiones 2006 y 2012
hemos logrado un crecimiento patrimonial cercano al 400%.
En términos presupuestarios en la
gestión 2006 la ejecución alcanzó un
monto aproximado de 4.400 millones
de bolivianos, verificándose en 2012
una ejecución presupuestaria superior
a 72.372 millones de bolivianos, lo que
permite resaltar la importancia que tiene YPFB dentro de las finanzas del sector público.
En cuanto a las inversiones, desde la gestión 2006 se han concretado
hasta el 2012 inversiones del orden de
los 21,727 millones de bolivianos entre
YPFB y sus empresas subsidiarias, cifra
que se eleva a 37.117 millones de bolivianos si se consideran las inversiones
de los operadores de los contratos de
operación. Magnitud importante si se
toma en cuenta que normalmente en
la economía antes de la nacionalización,
la ejecución de inversiones de todo el
sector público a nivel nacional no superaba los 4.800 millones de bolivianos
aproximadamente (600 millones de dólares), habiendo el sector hidrocarburos
superado con creces dichos niveles por
sí solo.
Estas inversiones si bien contribuiGas & Desarrollo
81
hidrocarburos ejecutadas de manera
directa por YPFB Casa Matriz y/o a
través de las empresas subsidiarias.
En términos de resultados cabe
75,000.00 señalar, que las utilidades percibidas
65,000.00 por la empresa desde el 2006 hasta
el 2012 superaron los 21.120 millo55,000.00 nes
de bolivianos.
45,000.00 En resumen, todos los esfuerzos
35,000.00 realizados y la voluntad política del
gobierno nacional, han permitido que
25,000.00 YPFB exhiba una saludable situación
15,000.00 financiera que entre otros aspectos
5,000.00 le ha otorgado la calidad de sujeto
de crédito, con la sola garantía de
-‐5,000.00 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 sus flujos de caja futuros, habiendo
accedido a recursos en condiciones
PASIVO PATRIMONIO ACTIVO favorables para el financiamiento de
proyectos importantes como son las
rán a garantizar en los próximos años el flujo de caja y la
Plantas
de
Separación
de Líquidos de Río Grande y Gran
sostenibilidad fiscal de YPFB, sin embargo, es necesario
Chaco,
la
Planta
de
Urea
y Amoniaco, proyectos que en
que paralelamente se redoblen esfuerzos en el tema de
exploración, ya que las actividades exploratorias consti- conjunto superan una inversión total de 11.600 millones
tuyen la base para el desarrollo del sector, definiendo las de bolivianos, inédita en la historia de nuestro país, y que
necesidades de inversión y financiamiento para el resto se orientan a la industrialización de los recursos hidrocarburíferos y a la soberanía energética en el mediano y largo
de la cadena de hidrocarburos.
En materia de asignación de los ingresos hemos sido plazo. Asimismo, a partir de la gestión de YPFB y el apoyo
bastante cautos en cuanto a los recursos administrados, del gobierno nacional se ha logrado que dentro del presuespecialmente en lo que se destina al gasto corriente, que puesto de la gestión en curso se autorice al Banco Central
de Bolivia (BCB) un nuevo préstamo, esta vez a favor de
YPFB Refinación por un monto de
EVOLUCIÓN DE UTILIDADES PERIODO 2006-2012
1.050 millones de bolivianos, para
(En millones de Bs.)
encarar procesos de refinación.
6,500.00 Si bien las cifras por si solas pueden
no expresar mucho, adquieren
5,500.00 mayor relevancia si se compara la
4,500.00 participación que tiene Yacimientos
en la economía y los recursos que
3,500.00 UTILIDADES transfiere a diferentes beneficiarios
1 como son los municipios, las gober2,500.00 naciones, las universidades, el Fon1,500.00 do Indígena y otros, sustentando la
política social de redistribución de
500.00 ingresos y reducción de la pobreza
-‐500.00 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 que promueve el gobierno, cuyo financiamiento está garantizado para
los próximos años.
EVOLUCIÓN DE LAS CUENTAS PATRIMONIALES
(En millones de Bs.)
porcentualmente representa una porción muy pequeña
en relación a los recursos que generamos por las actividades del Upstream y del Dowmstream, toda vez que la mayor parte de los recursos que nos corresponde administrar
se destinan al pago de regalías, participaciones, impuesto directo a los hidrocarburos, reposición de costos a las
empresas operadoras e inversiones en toda la cadena de
82 Gas & Desarrollo
YPFB EN LA ECONOMÍA BOLIVIANA
Según la revista internacional “América Economía”,
YPFB Corporación se encuentra en el puesto 98 entre las
500 empresas más grandes de América Latina, posición
realmente destacable, si consideramos que somos una
economía pequeña frente a otras economías de la región
que tienen condiciones diferentes en términos de posicionamiento mundial y mercados. Dicho sitial en el que
nos ubica la revista señalada adquiere mayor relevancia
asimismo, si consideramos que la empresa prácticamente ha sido refundada el 2006 a partir de una empresa residual, y son pocos los años transcurridos desde
que dicho proceso fue llevado adelante.
El aporte de YPFB en la economía es significativo, alrededor del 50% de las exportaciones totales corresponden al sector hidrocarburos, de la misma forma, parte
importante de los ingresos de exportación se canalizan
a la economía a través del pago de regalías, participaciones e impuestos destinados al Gobierno Central, Gobiernos subnacionales (gobernaciones y municipios),
universidades,
fondo indígena
El BCB autorizará
y otros; sobre
los cuales como
un nuevo
dijo el Presidente Ejecutivo
de nuestra ema favor de YPFB
presa, recae la
Refinación
verdadera responsabilidad del
por Bs 1.050 millones
desarrollo y mepara procesos de
jora en las conrefinación.
diciones de vida
de los bolivianos,
a través de la inversión de recursos en materia social, así como también
en inversión productiva que permita un desarrollo sostenible y sustentable a futuro, diversificando las fuentes
de generación de ingreso con valor agregado, a fin de reducir la dependencia hacia los sectores extractivos que
históricamente han sostenido la economía nacional.
los departamentos productores han percibido ingresos
del orden de los 15.468 millones de bolivianos, por concepto de regalías; en tanto que los departamentos de
Beni y Pando recibieron como regalía compensatoria
un monto de 1.406 millones de bolivianos en el mismo
periodo. Asimismo, el monto transferido por concepto
del Impuesto Directo a los Hidrocarburos en el periodo
2007-2011 alcanzó un valor de 44.931 millones de bolivianos, constituyéndose en el ingreso más importante
para la mayor parte de los municipios, especialmente
para aquellos pequeños e intermedios, sin el cual definitivamente no se habría podido cerrar la brecha entre
la pobreza extrema y los no pobres, para lo cual el sector
petrolero ha jugado un papel muy importante en lo que
préstamo
YPFB Y EL TGE
En el periodo anterior a la nacionalización (2006),
mientras estaba vigente la Ley 1.689, YPFB financiaba sus operaciones con el aporte del Tesoro General
del Estado (TGE), incluso para pagar los sueldos de sus
trabajadores; a partir de la nacionalización de los Hidrocarburos (1º de mayo de 2006) y gracias a la prudente
administración financiera que ha venido cumpliendo,
podemos afirmar que la empresa es auto - sostenible.
La situación de YPFB a partir de la nacionalización
ha cambiado drásticamente, ya que de ser una empresa
solventada por el estado, pasa a ser la empresa que mayor contribución realiza a las arcas del Estado a través
de sus aportes vía participaciones, regalías e impuestos
(IDH, IEHD)
MUNICIPIOS Y GOBERNACIONES
En lo que a la distribución de la renta petrolera se refiere, destacar que desde la gestión 2007 hasta el 2012
El BCB contribuye a los proyectos de YPFB Corporación
es la redistribución del ingreso para acortar la distancia
entre pobres y no pobres.
EL FUTURO DE YPFB
La situación y condiciones actuales que estamos viviendo nos permiten soñar con una empresa financieramente sólida, de envergadura y reconocimiento internacional; situación que puede ser posible con el concurso y
compromiso de todos quienes componemos la corporación, del apoyo del gobierno central y de las condiciones
externas.
Sin embargo, se tiene que continuar extremando
esfuerzos en el tema de exploración, ya que si cumplimos un plan agresivo de exploración y logramos negociaciones favorables en cuanto a la definición de precios
de exportación tal como se ha venido haciendo, garantizaremos las inversiones y crecimiento del sector en el
mediano y largo plazo.
Igualmente, es necesario concluir los proyectos programados, para iniciar esta nueva era tan ansiada, que
marca la inflexión de nuestro país en materia de industrialización y asimismo nos otorgará suficiencia energética. Este tipo de oportunidades, de escenarios externos
favorables, nos permite pensar que el futuro es bastante
positivo, en tanto mantengamos una clara alineación de
la corporación hacia los objetivos y metas planteados.
Gas & Desarrollo
83
Gas Natural
Contexto de los
precios de exportación
COMPETITIVIDAD. Si bien estos precios son considerablemente altos, los mismos
continúan siendo competitivos con los precios de importación de GNL en Brasil y
Argentina, cuyos precios promedio alcanzaron picos de hasta $us 17 por MMBTU.
Lic. Leonor Calderón Zelaya
Directora Nacional de
Estadísticas y Análisis
YPFB Corporación
PERFIL
Es Licenciada en Economía titulada en la Universidad Católica Boliviana (UCB).
Tiene una maestría en Economía del Desarrollo en el Institute of Social Studies of Erasmus University en La Haya,
Holanda.
EXPERIENCIA
Tiene más de 12 años de experiencia en el sector de hidrocarburos.
Fue Directora de Normas y
Control Técnico y Jefe de la
Unidad de Comercialización en
el Ministerio de Hidrocarburos
y Energía.
E
l sector de hidrocarburos
juega un rol muy importante en la economía boliviana,
la participación del mismo
en el PIB fue de aproximadamente el 8.4% para la gestión 2012
y el aporte del sector en las recaudaciones totales nacionales, correspondientes al upstream como al
downstream, fue de 38% para el mismo año. Las exportaciones del sector
de hidrocarburos representan más
del 47% de las exportaciones totales
del país y el valor de dichas exportaciones se incrementó en más del 90%
entre los años 2006 al 2012, tal como
se puede observar en la siguiente
gráfica.
NIVEL DE EXPORTACIONES
13,000 12,000 11,000 10,000 9,000 8,000 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 1,000 0 (En millones de dólares)
9,109 7,058 4,232 4,890 2005 2,060 2,291 2006 2007 2,107 2008 Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas
5,621 4,060 3,549 2,948 1,443 7,038 5,486 Exportaciones de Hidrocarburos 84 Gas & Desarrollo
11,766 2009 2,984 2010 2011 Exportaciones Totales 2012 El crecimiento en las exportacio base establecido fue de 1,20
ciones de hidrocarburos se explidólares por MMBTU.
Cerca del 80% del gas
ca sobre todo por las exportacioEste precio base, tal como se
boliviano
tiene
como
nes del gas natural, puesto que
indicó anteriormente, es ajustadestino los
aproximadamente el 80% de la
do en función a la variación de los
producción de este hidrocarburo
precios internacionales, correstiene como destino el mercado
pondiente a la siguiente canasta
de exportación a los países vecide fuel oil:
nos de Brasil y Argentina.
• Fuel Oil de 3,5% de azufre, referiDentro de este contexto, los
do bajo el título Cargoes FOB Med
de Brasil y Argentina
precios de exportación de gas
Basis Italy, en unidades de dólar
natural son un factor determipor tonelada métrica (US$/TM);
nante en los ingresos del país.
• Fuel Oil N° 6 de 1% de azufre, reLos Contratos de Compra
ferido bajo el título U.S. Gulf Coast
Venta de Gas Natural (Gas Sales
Waterborne en unidades de dólar
Agreement – GSA) suscritos con
por barril (US$/ bbl);
Petróleo Brasileiro S.A (Petro• Fuel Oil de 1 % de azufre, referibras) y Energía Argentina S.A.
do bajo el título Cargoes FOB NWE,
(ENARSA) consideran cláusulas
en unidades de dólar por tonelada
en las cuales los precios del gas
métrica. (US$/TM).
natural son determinados a parEl precio es calculado trimestir de fórmulas que se ajustan en
tralmente, en base a las cotizaciofunción a la inflación en relación
nes internacionales obtenidas de
a un precio base.
las publicaciones del Platt’s OliEn efecto, ambas fórmulas establecen que los gram Price Report.
precios del gas natural se ajustarán de acuerdo con
En lo que se refiere al precio del Contrato YPFBlas fluctuaciones de una canasta de fuels en el mer- ENARSA, el precio base aplicable al primer trimestre
cado internacional, con relación a un periodo base.
de dicho contrato fue de 4,0588 dólares por MMBTU,
Dicha canasta, para cada caso, tiene por objetivo a objeto de que el precio de venta aplicable al Gas Naestablecer el costo de oportunidad del gas natural tural para el inicio del contrato sea de 5 dólares por
en relación a otros combustibles sustitutos, en los MMBTU, tal como lo estableció el Convenio Marco.
países de destino.
Este precio base se ajusta, por la variación de los
precios internacionales de la misma canasta de fuels
DE MANERA GENERAL
establecidos en el GSA Brasil con la diferencia que en
esta canasta se incluye además al Diesel Oil, como un
PG=PB* Δ
combustible en el mercado argentino a ser sustituido
con el gas natural boliviano.
Donde:
Cabe señalar que, el precio es calculado trimesPG: Precio del Gas Natural
tralmente, de manera similar que en el GSA Brasil, con
PB: Precio Base, establecido contractualmente
la diferencia que las cotizaciones de fuel oil y diesel
para cada año en el caso del GSA Petrobras y fijo
oil corresponden al semestre anterior al trimestre de
para el caso del GSA ENARSA.
aplicación; en el GSA Brasil, se consideran las cotizaΔ: Es el ajuste por inflación que refleja las variaciones del trimestre anterior al de aplicación del resciones de los fuels con relación a un periodo base.
pectivo precio.
En aplicación de la metodología de precios para
Para el caso del precio de gas natural exportado,
ambos contratos y en función de la cotización de los
en el marco del Contrato de Compra Venta de Gas
precios internacionales, los precios de exportación de
Natural suscrito con Petrobras, el precio base para
un volumen de hasta 16 millones de metros cúbicos gas natural para el GSA Brasil han registrado valores
por día (MMmcd), denominada Cantidad Diaria Con- desde 2 dólares por MMBTU y para ambos contratos
tractual Base (QDCB), está comprendido en el rango se han registrado valores mayores de hasta 10 dólade 0,95 a 1,06 dólares por millones de unidad térmi- res por MMBTU.
Los primeros años del contrato GSA Brasil, los preca británica (MMBTU).
cios
registraron una tendencia casi constante que se
Para la cantidad adicional de 14,08 MMmcd, denominada Cantidad Diaria Adicional (QDCA), el pre- explica por las cotizaciones internacionales correspondientes a los fuels.
mercados de
exportación
Gas & Desarrollo
85
Precios globales DE
de GAS
Gas NATURAL
Natural PRECIOS
GLOBALES
PRECIOS DE GNL IMPORTADO POR ARGENTINA Y BRASIL
Fuente: YPFB y Waterborne
Esta tendencia fue cambiando a partir de 2004
y con mayor notoriedad a partir de 2006, cuando las cotizaciones del West Intermediate Texas
(WTI) sufrieron incrementos considerables.
Es así que durante los años 2007 a 2009, periodo en el que el precio del petróleo tuvo un considerable incremento llegando el WTI a cotizaciones
mayores a los 140 $us/BBL, los precios de los contratos de exportación tanto con Petrobras como
con ENARSA mostraron altos valores, llegando
a un máximo de 8,01 dólares por MMBTU (precio
ponderado) y 10,4 dólares por MMBTU, respectivamente. En dicho periodo, el precio de importación
del Gas Natural Licuado (GNL) en la región llegó a
alcanzar valores de hasta 17 dólares por MMBTU.
En 2009, como consecuencia de la crisis, las
cotizaciones de los precios internacionales del petróleo se desplomaron registrando un WTI incluso
menor a 40 $us/BBL, lo cual incidió directamente en los precios de exportación del gas natural
comercialización
de GNL
Terminal de Gas Licuado Quintero (GNL)
86 Gas & Desarrollo
18.00 16.00 14.00 $us/MMBtu para ambos contratos en dicha gestión,
llegando a valores de
4,48 dólares por MMBTU. Sin embargo, los
siguientes años, los
precios de exportación se recuperaron
siguiendo la tendencia del WTI, alcanzando en septiembre de
2012 valores de 9,38
dólares por MMBTU
para GSA Petrobras
y 11,17 dólares por
MMBTU para GSA
ENARSA.
Si bien estos precios son considerablemente altos, los mismos continúan siendo
competitivos con los precios de importación de
GNL en Brasil y Argentina, cuyos precios promedio
alcanzaron picos de hasta 17 dólares por MMBTU.
En el contexto internacional, actualmente, a
diferencia de años anteriores, los precios de comercialización de GNL toman como referencia los
precios del gas natural correspondientes a los
mercados gasíferos de Asia y Europa, a diferencia
de años pasados cuando el precio de referencia
solía ser el Henry Hub.
Bajo este marco, como resultado del terremoto y después tsunami en el Japón el año 2011, la
demanda correspondiente a este país fue incrementándose significativamente, lo que incidió directamente en que los precios de importación de
GNL alcancen los valores más altos en los últimos
años, acentuando cada vez más la brecha del precio promedio de importación del GNL en el Japón y
el Henry Hub,
tal como se
aprecia en el
Se debe seguir de cerca siguiente gráfico.
la dinámica de la
Respecto a
la región, las
importaciones de GNL
en el Cono
a nivel mundial para
Sur en los úlprecautelar las
timos
años
se fueron inexportaciones de gas
crementando,
natural boliviano.
llegando
el
12.00 10.00 8.00 6.00 4.00 2.00 -‐ 2002 2003 Henry Hub (EE UU) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Japón (precio promedio de importacion de GNL) 2010 2011 2012 Reino Unido (NBP) Fuente: EIA
2012 a representar el 50% de las importaciones de
gas natural de la Argentina y hasta alrededor del
30% de las importaciones de gas natural de Brasil.
Este incremento de volúmenes se ha visto asimismo acompañado de la diversificación de fuentes de suministro, donde países como Trinidad y
Tobago, Qatar y Guinea Ecuatorial conforman los
principales proveedores de GNL de la región.
La tendencia indica que el flujo de los buques
metaneros provenientes de las diferentes partes
del mundo hacia el Cono Sur, se incrementará
aún más en los próximos años, por lo tanto, existe una gran expectativa del posible incremento
de las exportaciones de GNL por parte de Estados Unidos, puesto que con el desarrollo cada vez
más contundente de sus recursos no convencionales, este país podría convertirse en un exportador neto de GNL, cambiando de esta manera
la dinámica actual de los mercados de gas natural, tomando posición en la cuenca del Pacífico
como proveedor de los mercados de Asia, Europa
y Sudamérica.
De esta manera, la disponibilidad de mayor
oferta de GNL proveniente
de Estados Unidos podría
incidir en la determinación
de los precios de comercialización correspondientes
al mercado spot de GNL y
contratos de corto plazo, situándolo al GNL en una posición más competitiva en
nuestra región.
Las señales de la comercialización de GNL que actualmente se están dando
a nivel mundial, muestran
que la tendencia de deter-
minación de precios, así como también varios aspectos contractuales referidos a la compra venta
de este hidrocarburo a nivel global, se encuentran atravesando por un cambio.
Los compradores de Gas Natural Licuado se
inclinan más hacia una indexación de precios del
GNL spot, mientras que los vendedores, en resguardo a sus contratos de largo plazo, tienden
a mantener la indexación de los precios de referencia de acuerdo a las cotizaciones internacionales del petróleo.
Es importante señalar que la determinación
de precios de GNL en el futuro, estará sujeta a
los volúmenes adicionales de dicho hidrocarburo que Estados Unidos ponga a disposición en el
mercado mundial.
Por lo expuesto anteriormente, es necesario
indicar que se debe seguir muy de cerca la dinámica de la comercialización de Gas Natural Licuado a nivel mundial a objeto de tomar en su
momento, las acciones que fueran necesarias
precautelando las exportaciones de gas natural
boliviano a los mercados vecinos.
Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), Yacuiba Tarija
Gas & Desarrollo
87
ACTIVOS TOTALES GRUPO CORPORATIVO YPFB Expresado en MMUS$ Gestión eficiente en el control de costos de operación
Utilidades de las
empresas subsidiarias
SUBSIDIARIAS. Las utilidades obtenidas serán reinvertidas en proyectos de exploración, producción, expansión, continuidad y mantenimiento de las operaciones petroleras de las distintas empresas subsidiarias de YPFB Corporación.
4,913 5,100 4,900 4,433 4,700 4,500 4,300 YPFB CORPORACIÓN EN
LAS ACTIVIDADES DEL DOWNSTREAM
4,034 4,100 3,900 2010 2011 PROY 2012 NATURAL
TRANSPORTADO
Gas GAS
Natural Transportado (Expresado
MMmcd)
(Expresado en Men
Mmcd) 40.00 25.25 30.60 30.00 20.00 10.00 0.00 Lic. Gonzalo Saavedra Escóbar
Ex Gerente Nacional de
Empresas Subsidiarias
YPFB Corporación
PERFIL
Es Auditor Financiero titulado en la Universidad Mayor de
San Simón. Master Business
Administration-MBA en la Universidad Privada de Santa Cruz,
Maestría en Finanzas Corporativas en la UAGRM.
Tiene diplomados en Gerencia
de Empresas Petroleras y Gasíferas, Consultoría de Organizaciones, Gerencia Administrativa,
Educación Superior y estudios
en Ingeniería Industrial.
EXPERIENCIA
Fue Jefe en el área de Finanzas
en Pluspetrol Bolivia Corporatión y Gerente de Contabilidad
Corporativa para Bolivia en
UNILEVER.
Tiene una trayectoria de más de
10 años como docente universitario.
88 Gas & Desarrollo
E
n el marco de la consolida- cierre de gestión un poco más de $us
ción del proceso de Naciona- 440 millones ($us 124 millones más
lización, la Gerencia Nacional que la gestión 2011), mismos que fade Empresas Subsidiarias vorecen a una mayor utilidad neta de(GNES) hace más de dos años bido a la eficiencia administrativa y una
trabaja con las empresas subsidiarias buena gestión de los costos de operade YPFB Corporación en el fortaleci- ción de parte de las empresas de YPFB
miento de la gestión empresarial de Corporación.
cada una de ellas apuntando a hacer
Las utilidades obtenidas serán rede la Corporación un conjunto de em- invertidas en proyectos de exploración,
presas más eficientes y rentables.
producción, expansión, continuidad
Es en este sentido, se prevé que al y mantenimiento de las operaciones
cierre de la gestión 2012, el conjunto petroleras de las distintas empresas
corporativo de empresas subsidiarias subsidiarias de YPFB Corporación.
obtengan ingresos
históricos operacioUTILIDAD NETA GRUPO CORPORATIVO YPFB nales con un poco
Expresado en MMUS$ 448 más de $us 264 millones con respecto a
420 la gestión 2011.
324 370 En cuanto a la
utilidad neta del gru320 240 po corporativo de las
270 seis empresas sub220 sidiarias de YPFB, se
2010 2011 PROY 2012 estima alcanzar al
2011 2011 transportado de gas natural en 5.55 MMmcd por el incremento de demanda en el mercado interno.
También destaca el incremento del volumen total
transportado de líquidos en 4.09 Mbpd por la demanda
de mayor carga de crudo en las refinerías.
2012 2012 La administración y control de activos consolidados
de YPFB Corporación cerrará con un nivel de activos de
por lo menos $us 4.900,00 millones, siendo aproximadamente $us 380 millones más que la gestión 2011.
Estos resultados, van acompañados de una gestión
operativa eficiente, con la participación de la Corporación en las actividades del upstream a través de sus
empresas YPFB Andina S.A. y YPFB Chaco S.A. que
proyectan
un
incremento en:
La utilidad neta de
producción de
Gas Natural en
las seis empresas
1.24
MMmcd,
subsidiarias
Condensado
0.87 Mbpd, Petróleo 0.11 Mbpd
y GLP 12.93
TMD; siendo de
millones, que se estima
la
producción
nacional el 48%
alcanzar en 2012.
del Gas Natural,
45% de Condensado, 33% de Petróleo y 93% de GLP en planta.
La producción nacional promedio estimada de Bolivia es 338 mil barriles equivalentes por día (MBoed)
donde YPFB Corporación representa el 47.81%
La gestión operativa de la Corporación en las actividades de midstream a través de su empresa YPFB
Transporte S.A. gracias a las inversiones realizadas en
la ampliación de ductos para cubrir la demanda de los
mercados, proyecta un incremento en el volumen total
YPFB Refinación S.A. en las proyecciones de cierre
muestra un incremento en la producción de combustibles derivados entre ambas refinerías de 0.54 Mbpd.
YPFB Logística S.A. en las proyecciones presenta
un incremento en despacho de Plantas Terminales en
3.16 Mbpd.
En tanto a la comercialización de combustibles de
aviación que se lleva a cabo mediante YPFB Aviación,
se proyecta al cierre incremento en la venta de Jet Fuel
Nacional y Gasolina de Aviación.
Los altos ingresos operacionales netos, las razonables utilidades netas de las empresas subsidiarias,
los crecientes niveles de activos administrados, el bajo
endeudamiento, el buen nivel de patrimonio y la eficiente gestión operativa que se lleva, permiten a YPFB
Corporación mantener buenos indicadores financieros, como son el margen de utilidad, la rentabilidad
sobre los activos, la rentabilidad sobre patrimonio entre otros.
El indicador margen de utilidad que mide la relación de las utilidades netas respecto los ingresos
operacionales netos, estima alcanzar a diciembre de
2012 un 26%. De igual manera, el índice de rentabili-
será más de
$us 440
Planta Percheles, operada por YPFB Chaco
dad denominado rendimiento sobre los activos (ROA),
estima cerrar la gestión con un indicador de 9.1% y por
último, la medición de la rentabilidad al nivel de la utilidad neta respecto del patrimonio denominado ROE se
proyecta a diciembre alcanzar un 13.2%.
El presente análisis de datos corresponde a las
empresas subsidiarias de YPFB Corporación donde es
accionista mayoritario y considera la totalidad de las
operaciones de las empresas.
Gas & Desarrollo
89
Hay condiciones para ofrecer resultados
Gestión e inversión en
proyectos estratégicos
INVERSIONES. El 2009, habiendo asumido YPFB un rol tan importante, inicia el proceso de planificación estratégica con la definición del ”Plan de Inversiones 2009 – 2015”
instrumento que permite alcanzar resultados estratégicos para la empresa y el país.
Ing. Jaime Alejandro Fernández Gantier
Asesor de Presidencia Ejecutiva
YPFB Corporación
PERFIL
Es ingeniero industrial titulado en la UMSA, tiene estudios
superiores en Maestría de
Administración y Dirección de
Empresas MBA Oil & Gas en la
Universidad Privada Boliviana,
Maestría en Desarrollo Humano en el CIDES-UMSA.
Post Grado en Gerencia de
Proyectos en la UCB, Maestrías para el Desarrollo, Preparación, Evaluación y Gerencia
de Proyectos de Inversión en
la Universidad de Chile.
EXPERIENCIA
Tiene más de 20 años en gestión
de proyectos de desarrollo en
entidades públicas y privadas; el
2008 fue Viceministro de Planificación Estratégica Plurianual.
Desde 2009 cumplió funciones
de Director Nacional de Inversiones y Financiamiento.
90 Gas & Desarrollo
L
a inversión es una variable
fundamental para el desarrollo y crecimiento del sector hidrocarburos, considerando que los proyectos son
el medio para hacer realidad los planes de desarrollo.
En esa lógica YPFB Corporación en
los últimos años ha reactivado la
ejecución de proyectos y las inversiones pasaron de $us 384 millones en
la gestión 2008 a $us 1.293 millones
el 2011, estimando cerrar la gestión
2012 en $us 1.593 millones, como
efecto de una adecuada gestión de
proyectos para el desarrollo del sector.
Este cambio histórico, resultado
del proceso de la Nacionalización de
los Hidrocarburos, ha creado las condiciones necesarias para el gran progreso de los proyectos estratégicos
y para generar recursos adicionales
que se destinan al desarrollo, la dignidad y la soberanía del Estado Plurinacional de Bolivia.
PLAN DE INVERSIONES
2009 – 2015
El 2009 YPFB Casa Matriz retoma
su rol de ejecutor de proyectos, después de varios años de inactividad
(anterior al 2006) en el que muchas
inversiones estaban postergadas y
no tenían una lógica que articule su
ejecución. El 2005 la ejecución de inversiones en el sector era incipiente
resultado de la aplicación de políticas de ajuste en el país, con esfuerzos aislados de las empresas subsidiarias que estaban desarticuladas,
y con objetivos empresariales muy
particulares de acuerdo a la actividad
de la cadena.
Las inversiones desde 1998 mantuvieron una tendencia a la baja alcanzando su nivel más bajo el 2005
de $us 246 millones en el sector.
Habiendo asumido YPFB un rol
importante para el desarrollo del
sector, inicia el 2009 el proceso de
planificación estratégica, con la definición del “Plan de Inversiones 2009 –
2015” instrumento que permite alcanzar resultados empresa que hace pocos años estaba considerada
estratégicos para la empresa y el país: incremento como residual; se ha introducido e impulsado el seen las reservas y la producción de hidrocarburos, guimiento a las inversiones como un instrumento
cambio en la matriz energética
INVERSIONES EN EL SECTOR DE HIDROCARBUROS
a través del desarrollo de la in2001 – 2005 (En porcentajes)
fraestructura de gas natural y
GNL para satisfacer la deman- 600 514 da del mercado interno.
500 La Nacionalización fue un
cambio estructural positivo 400 327 para el sector y también la
base para una nueva forma de 300 hacer gestión, desde la pers 200 pectiva del accionar del Estado, que exige la presencia de 100 187 una gestión pública eficiente.
-‐ Las inversiones planifi2001 cadas para el periodo 2009 –
YPFB Casa Matriz 2015 ascendían a $us 11.292
millones en toda la cadena de
hidrocarburos, en el mismo se
definieron lineamientos estratégicos que condujeron a identificar inversiones importantes en toda la
actividad de la cadena; fundamentalmente se privilegiaron inversiones en el upstream, asignando recursos a la actividad de exploración con el objeto de
incrementar las reservas certificadas y los niveles
de producción.
GESTIÓN DE PROYECTOS
509 241 335 251 246 150 118 101 124 184 269 151 2002 2003 Empresas Subsidiarias 2004 Empresas Operadoras 2005 Total fundamental para acompañar y lograr el alcance
de los resultados previstos; habiéndose llegado a
mayores niveles de inversión y producción para el
abastecimiento del mercado interno y el cumplimiento de los Contratos de Exportación.
La ejecución del Plan 2009 – 2015, pasó a depender de una eficaz administración de proyectos,
y el desarrollo de los mismos demandó establecer o
crear nuevas capacidades para la ejecución de cada
una de las inversiones. Se ha requerido de un equipo
de trabajo (profesionales y técnicos operativos), una
coordinación fluida y recíproca, agilidad, un ambiente organizativo que facilite el uso de la información
oportuna en las decisiones, considerando que en un
proyecto existen muchas unidades organizativas
y aspectos, tanto, económicos, políticos, sociales,
culturales, que contribuyen o perjudican el alcance
de los resultados. Los proyectos son el medio para
La Nacionalización ofreció un marco adecuado
para una gestión pública favorable de YPFB que enfrenta dos desafíos: ser una Corporación competitiva y consolidarse como motor del desarrollo para
el país.
Las inversiones presentan una tendencia creciente de $us 384 millones el 2008, hasta llegar a
una inversión estimada de $us 1.593 millones para
el 2012, habiéndose incrementado en 315%, lo que
representa cinco años de
INVERSIONES EJECUTADAS PERIODO 2009 – 2012
franco crecimiento; aspec(En millones de dólares)
1.593
to positivo que produce un
impacto en la economía del
1600 país, por su incidencia en las
1400 607 recaudaciones fiscales, ma1200 yores divisas y la reactivación
514 1000 del sector.
Se impulsó la gestión de
800 528 proyectos, con un enfoque
320 600 498 251 integral y transparente, bus400 cando calidad desde los es174 355 458 147 331 158 118 200 tudios hasta la ejecución y
281 198 145 124 108 107 13 7 7 4 30 operación de los mismos. No
0 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 es fácil generar esta mística
de trabajo dinámico, en una
EMPRESAS OPERADORAS EMPRESAS SUBSIDIARIAS YPFB CASA MATRIZ Gas & Desarrollo
91
hacer realidad los planes, de ahí la importancia del seguimiento a su ejecución. Este proceso sistemático e
integral se inicia el 2010 con el apoyo decidido de las
autoridades que impulsan el monitoreo para avanzar y
transparentar la gestión de proyectos.
SISTEMA INTEGRAL DE
INFORMACIÓN DE PROYECTOS
Este esfuerzo se consolidó el 2011, con la sistematización automática del seguimiento, llegando a diseñar un modelo conceptual que fue la base para elaborar un sistema informático de seguimiento a nivel
corporativo “Sistema Integral de Información de Proyectos” (SIPRO), que permitió acortar los tiempos en
el acceso a la información transparente de proyectos,
haciendo conocer oportunamente la programación y
los niveles de avance de los mismos; datos muy de-
la gestión de proyectos del sector.
Ha sido preciso prestar particular atención a los diversos aspectos de la ejecución a nivel de proyectos,
factores internos en la corporación superados y factores externos que están fuera del control de las unidades
ejecutoras de proyectos, esto debido a que cada proyecto depende de un gran número de instituciones y partes
interesadas, que constituyen el ambiente organizativo
del proyecto, que si bien son exógenas, pueden contribuir al éxito o fracaso.
El seguimiento de proyectos en coordinación permanente con los ejecutores, ha identificado limitaciones (factores internos y externos) que dificultaron el
avance de los proyectos y han sido un permanente riesgo en la ejecución, a pesar, de haberse tomado acciones
y gestiones oportunas para su solución.
Las inversiones en estos últimos cuatro años fueron de gran
magnitud
y
han requeriYPFB diseñó el
do la creación,
adecuación y
sistema informático
fortalecimiento
de seguimiento a
de las unidades
nivel corporativo
ejecutoras (organizaciones
que administran proyectos);
para conocer el avance
de igual forma
de proyectos en línea.
el conjunto de
las empresas
privadas que
prestan bienes y servicios al sector, no estaban preparadas para asumir este desafío, razón por la que se han
presentado demoras en la ejecución de inversiones, han
sido años de aprendizaje y experiencia para la Corporación, pero, también para el empresariado privado que
tendrá que ser más visionario y agresivo, para cumplir
con los retos que el desarrollo del sector nos impone.
YPFB está acumulando experiencias y está aprovechando las lecciones de los proyectos; el seguimiento es
una herramienta de interés creciente. Si bien muchos
proyectos son complejos, la tendencia fundamental
de la ejecución de los mismos a largo plazo parece ser
positiva; es de esperar que sean menos frecuentes las
demoras y el incremento de costos; mejore la calidad de
las inversiones y servicios incluidos.
Para apoyar esta reactivación, el Gobierno ha facilitado recursos a YPFB a través del BCB, ente emisor
que ha financiado importantes inversiones a través de
dos créditos: el primer crédito por $us 700 millones que
financió el GIJA, ampliación del gasoducto Villa Montes
– Tarija y Expansión Líquidos Sur asociados al GIJA Fase
SIPRO
La Adenda con Argentina dinamizó las inversiones
mandados por las áreas operativas y ejecutivas de la
empresa, el Gobierno y Sociedad Civil en general. Con
este gran paso ahora se cuenta con información en
línea sobre la ejecución de proyectos que en promedio anualmente ascienden a un número de 241.
Estos logros no se hubieran podido conseguir,
sin la participación de un equipo de profesionales
corporativo, conformado para hacer realidad el seguimiento mensual a la ejecución de los proyectos,
que en base a instrumentos de seguimiento en cada
eslabón de la cadena, permitió alcanzar resultados
tangibles de inversión, generando una ”relación entre inversión y resultados”, medible y sistematizada.
El SIPRO reporta datos en línea sobre el avance
y desarrollo de cada uno de los proyectos, permite
reflejar porcentajes de progreso de las inversiones,
de manera oportuna (mensual), integral, completa y
transparente. Entró en operación legalmente en la
Corporación a partir del 19 de marzo de 2012, a la fecha se ha ampliado para uso de las empresas operadoras, convirtiéndose en un instrumento que apoya
92 Gas & Desarrollo
I, las plantas de separación de líquidos Rio Grande y
Gran Chaco. El segundo crédito del BCB de $us 1.300
millones se destinó a proyectos de industrialización
como el de la Planta de Amoniaco y Urea.
RESULTADOS DE LAS INVERSIONES
en Santa Cruz, con la finalidad de reponer activos que
en muchos casos eran obsoletos y en proyectos para
incrementar el margen de refinación.
En la actividad de plantas de separación, se concluye el 2013 la Planta de Separación de Líquidos Río
Grande con una inversión de $us 168,4 millones y el
2014 la Planta de Separación Gran Chaco que tiene una
inversión de $us 643,8 millones. Con la construcción de
la Planta de Amoniaco Urea y la Planta de Etileno Polietileno se hace realidad la industrialización del gas.
Con el despegue de las inversiones en los últimos
cuatro años, los indicadores de inversión muestran la
reactivación del sector de hidrocarburos con grandes
perspectivas para los próximos años.
En este ascenso de las inversiones, la adecuada
gestión de proyectos permitió tener un control de los
resultados y se ha convertido el seguimiento en un
instrumento clave que impulsa la ejecución, alerta
desvíos y provee información oportuna a nivel interno y externo, aspecto importante y estratégico para la
toma de decisiones.
Se logró consolidar un instrumento importante
que forma parte del seguimiento a las inversiones. El
SIPRO se constituye en una herramienta fundamental para disponer de información de inversiones en línea, cuasi en tiempo real, resta ahora trabajar en modelos de gestión que permitan valorar la eficiencia en
la ejecución de proyectos y a nivel empresa obtener
la certificación de estándares internacionales del PMI
(Instituto de Gerenciamiento de Proyectos) a través
de la metodología del PMBOK (guía para el gerenciamiento de proyectos).
Los resultados en producción muestran un crecimiento importante, se ha pasado de 40 MMmcd de
gas natural el 2009 a 60 MMmcd el 2012 (dato estimado), producto de una agresiva política de inversión
al interior de la Corporación y en el sector, monto que
asciende a $us 5.231 millones en el periodo analizado
2006 - 2012, con énfasis en la actividad de explotación
que tiene una participación del 52%, le sigue exploración con 16%, transporte con 13%, plantas de separación
e industrialización con 11%, distribución 6% y las demás
actividades con 1%.
La curva de producción continuará ascendente en
función a las inversiones, que han pasado de $us 246
millones el 2005 a $us 1.593 millones el 2012, representan 6,5 veces más, en sólo siete años.
Con el objetivo de incrementar las reservas de hidrocarburos, se inicia un nuevo ciclo exploratorio permanente y sostenido, habiéndose ejecutado $us 823
millones en el periodo 2006 – 2012, destinados a la
perforación de pozos exploratorios que mantienen una
tendencia creciente. Estas inversiones en exploración
apuntan a descubrir reservas y a recuperar niveles significativos de producción; se ha pasado de 4 pozos el
2005 a 12 pozos el 2012, cifra que no es suficiente para
la sostenibilidad e incremento de las reservas, sin embargo, los esfuerzos son importantes y la tendencia es
creciente.
En desarrollo las
INVERSIONES POR ACTIVIDADES 2005 – 2012
inversiones ejecu(En millones de dólares)
tadas en el periodo
1,600 2006 – 2012 ascienden a $us 2.695 mi 1,400 llones, orientadas a
1,200 1.293 la perforación y desarrollo de pozos, el
1,000 2006 se perforaron
800 5 pozos cifra que
782 se ha incrementado
600 considerablemente
606 400 el 2011 a 19 perfo384 299 200 raciones.
273 246 En la actividad
-‐ 2005 de refinación se han
2006 2007 2008 invertido en proyec2009 2010 tos de moderniza2011 ción de las refinerías
Gualberto Villarroel
Exploración Desarrollo Transporte en Cochabamba y
Refinación Plantas de Separación Distribución Guillermo Elder Bell
1.593 2012 Gas & Desarrollo
93
Las políticas corporativas aportan al desarrollo
La planificación en
YPFB Corporación
PROYECCIÓN. La planificación garantiza el manejo adecuado de los recursos económicos, cumpliendo los objetivos definidos por el Plan Nacional de Desarrollo. Se proyecta una empresa hegemónica para priorizar la atención de las necesidades del país.
Lic. Javier Fernández Vargas
Gerente Nacional de Planificación,
Inversiones y Estudios
YPFB Corporación
A
partir de la Nacionalización de los Hidrocarburos realizada el 1 de mayo
de 2006, el país asigna a YPFB el reto
de operar y asumir el control de todas
las actividades de la cadena hidrocarburífera para lo que requiere recuperar y fortalecer su participación en todas las actividades del
upstream, downstream e industrialización. La
magnitud del desafío es mayor si consideramos
las condiciones residuales a las que fue sometida YPFB en el periodo privatizador, lo que implica
para la empresa el renacer como el Ave Fénix.
La planificación permite orientar y definir el alcance de las acciones de la empresa en el mediano
y largo plazo, traza el camino a seguir para llegar
a ese objetivo de consolidar tanto la recuperación
de los hidrocarburos y la refundación de YPFB con
una extraordinaria proyección. Este proceso, que
incita a soñar con los pies en la tierra, considera
de manera permanente la dinámica del entorno.
Planificar es vislumbrar ese futuro que buscamos y definir los pasos a seguir para alcanzarlo,
definiendo hoy la ruta y las formas para superar
las vallas que interrumpen ese discurrir conjunto
y decidido, que nos permite construir una empresa capaz de aportar al desarrollo del país, garanti94 Gas & Desarrollo
zando una gestión adecuada de los recursos.
No olvidemos que la planificación en YPFB
deviene de las definiciones del Plan Nacional de
Desarrollo, “Bolivia Digna, Soberana, Productiva
y Democrática para Vivir Bien”, que define como
políticas del sector:
a) Recuperar y consolidar la propiedad y
el control de los hidrocarburos
b) Exploración, explotación e incremento
del potencial hidrocarburífero del país
c) Industrializar el gas natural para generar valor agregado
d) Garantizar la seguridad energética nacional y constituir al país en el centro
energético regional
Sobre estos lineamientos, que determinan la
participación y planificación del ciclo productivo
de los hidrocarburos de manera directa, la estrategia que trabajamos partió de una identificación
del propósito de YPFB expresada en la misión
corporativa de ”Operar y desarrollar la cadena
de hidrocarburos, garantizando el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los
contratos de exportación y la apertura de nuevos
mercados, generando el mayor valor para beneficio
de los bolivianos”, en la que el reconocimiento del
mandato constitucional de operar y desarrollar la riqueza hidrocarburífera en beneficio de los bolivianos
se constituye en la razón de ser corporativa.
Construimos YPFB como una ”Corporación estatal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarrollo de Bolivia, reconocida como un modelo de gestión
eficiente, rentable y transparente, con responsabilidad social y ambiental y presencia internacional”
dotando a la gestión de una visión, un sentido que
guía las acciones de todos quienes somos parte de
esta gran empresa.
Los objetivos estratégicos definidos por YPFB
son:
1. Incrementar las reservas probadas de hidrocarburos.
2. Consolidar a YPFB en el principal exportador
de gas natural en la región
3. Contribuir al cambio de la matriz energética
del país, masificando el uso del gas natural
4. Avanzar hacia el autoabastecimiento de la
demanda interna de hidrocarburos líquidos
y sus derivados generando excedentes para
la exportación
5. Industrializar el gas natural mediante su
transformación química para obtener derivados con valor agregado.
6. Consolidar a YPFB como una Corporación
moderna, rentable, eficiente, transparente,
preservando la salud, seguridad, medio ambiente y con responsabilidad social.
CONSTRUIR HEGEMONÍA DEL ESTADO
Los diferentes planes elaborados y aplicados en
YPFB Corporación tienen el propósito de viabilizar
los objetivos estratégicos señalados, constituyéndose en instrumentos que aportan a construir la
hegemonía del Estado en el sector hidrocarburos al
priorizar las necesidades propias del país en contraposición a la lógica de mercado
que
considera
intereses privaEn 2013, la
dos, los planes
a que hacemos
referencia se especifican en la
relación que se
señala a contipermitirá alinear
nuación:
y articular la gestión de
El Plan de Inversiones 2009YPFB Corporación.
2015 ha consti-
tuido un hito importante en la planificación y gestión
de proyectos en YPFB, al agregar las inversiones de
las diferentes empresas que componen la Corporación y las empresas operadoras, presentando los
proyectos a desarrollarse, sus montos de inversión y
sus resultados esperados en un horizonte de 5 años,
identificados a partir de las necesidades de país y los
requerimientos de los mercados de los países vecinos. Este proceso de formulación del Plan de Inversiones se ha venido realizando sistemáticamente,
actualizando cada año esta proyección quinquenal;
actualmente el Plan de Inversiones 2013-2017, incorpora todas las inversiones de Casa Matriz, Empresas Subsidiarias y Empresas Operadoras.
El Plan Estratégico Corporativo 2011-2015 (PEC)
de diciembre de 2010, en el que se ha planteado la
Misión y Visión de la Corporación, sus valores corporativos y objetivos estratégicos. Constituyéndose en
un momento importante en la vida de la empresa,
al delinear su horizonte, siendo éste el principal objetivo de la planificación estratégica, determinar la
dirección en la que se quiere avanzar en el mediano
y largo plazo y establecer los puentes (estrategias a
aplicar desde el corto plazo) para llegar a ese destino
trazado, dejando de estar a merced de las turbulencias que nos lleven a destinos inapropiados.
En el marco del Plan Estratégico Corporativo y del
Plan de Inversiones, se han elaborado planes en los
eslabones de exploración (Plan de Exploración 20112020 - PEX) e industrialización (Plan de Industrialización del Gas Natural 2011-2016), con el objetivo
de precisar las acciones que se tomarán en dichos
eslabones, dada su importancia para el desarrollo
del sector hidrocarburos y desafíos de YPFB con el
país. Metodológicamente, la importancia de estos
planes radica en identificar y ampliar las acciones
más concretas en el eslabón correspondiente, que
las definidas en el PEC y/o Plan de Inversiones, bajo
una misma visión de mediano y largo plazo, y a partir de ellas especificar las acciones que se realizarán
anualmente.
Planificación
Anual,
Planificación de proyectos en el sector
Gas & Desarrollo
95
PLANIFICACIÓN ANUAL CORPORATIVA 2013
En lo que se refiere a la planificación anual, para
la gestión 2013, se está incorporando la Planificación Anual Corporativa, entendida como el proceso
que permite alinear y articular la gestión de YPFB
Casa Matriz y Empresas Subsidiarias para el cumplimiento de los objetivos anuales corporativos.
Entonces, se trata de que a partir de estos lineamientos, tanto para Empresas Subsidiarias (en la
elaboración de sus Planes Anuales Empresariales),
como para Casa Matriz (en la formulación del Plan
Operativo Anual) definan su planificación anual,
misma que operativiza en una gestión, parte del
Plan de Inversiones de largo plazo.
La planificación en empresas subsidiarias com-
96 Gas & Desarrollo
prende la formulación del Plan Anual Empresarial
- PAEs en los que se incorporan sus actividades,
proyectos y sus respectivos presupuestos que desarrollarán en la gestión. Un avance importante
en la presente gestión es el haber planteado una
metodología y estandarización de información, en
coordinación con las áreas de planificación, administración y finanzas de las empresas subsidiarias,
para que sea comparable y agregable entre los
PAEs de todas las subsidiarias.
La norma establece que para Casa Matriz, como
empresa regida bajo la ley 1178 se elabore el Plan
Operativo Anual – POA, en las últimas gestiones se
han hecho esfuerzos que mejoraron este proceso,
uno de ellos tiene que ver con el planteamiento
de lineamientos para cada área organizacional, en
función de la revisión de sus avances, funciones y
prioridades, a partir de los cuales y en consenso con
las gerencias se especifican las operaciones a realizarse la próxima gestión. Ello posibilita identificar
que los asuntos importantes sean efectivamente
programados y presupuestados.
A nivel corporativo se formula el Programa de Inversiones Anual en el cual se
detallan los proyectos a realizarse en la
próxima gestión: sus componentes, montos de inversión y sus avances y resultados a alcanzar según su programación
mes a mes. Esta información, consolida
la parte de inversión de: POA de Casa
Matriz, PAEs de las Empresas Subsidiarias, así como PTPs (Planes de Trabajo
y Presupuesto) en el caso de Empresas Operadoras.
Existen temáticas transversales
que vienen encarando un proceso de
planificación, que implica identificar
y generar acciones que lleven adelante las políticas corporativas, así
se ha elaborado el Plan de Comunicación, el Plan de Capacitación
y el Plan de Transparencia, todos
con un enfoque articulador que
permita coordinar y optimizar
esfuerzos y recursos entre todas las empresas de la Corporación y genere sinergias entre
el equipo que lidera desde
Casa Matriz y las subsidiarias.
Impactos socioambientales
Beneficios de la
Compensación
INVERSIÓN SOCIAL Y PRODUCTIVA. La Nacionalización permite el beneficio general
de las comunidades indígenas influenciadas y no para unos pocos, más aún cuando se
está hablando de proyectos en los cuales los recursos provienen de fuentes públicas.
Ing. Miguel Rojas Castro
Gerente Nacional de Seguridad,
Salud, Ambiente y Social
YPFB Corporación
PERFIL
Se tituló como Licenciado en
Ingeniería Civil en la Universidad Mayor de San Andrés.
Tiene diplomados en Sistemas de Gestión Integrada
(SGI), Responsabilidad Social
y Sistemas de Información
Geográfica.
Master en Planificación y
Gestión del Medio Ambiente y
los Recursos Naturales.
EXPERIENCIA
Fue Viceministro de Planificación Territorial y Ambiental en
el Ministerio de Planificación
del Desarrollo, Coordinador
Socio - Ambiental de la Cuenta del Desafío del Milenio.
L
a promulgación del Decreto Supremo Nº 1045 de 16
de noviembre de 2011 y de la
aprobación del ”Reglamento
para las Transferencias Público – Privadas destinadas a la Compensación Financiera”, marca un hito sin
precedentes en la historia de la gestión
del componente socio ambiental de los
proyectos.
Este hecho toma relevancia a partir
de la aceptación por parte de la Capitanía Takovo Mora para la aplicación de
procedimientos claros y transparentes,
respecto al uso de los recursos financieros desembolsados por concepto de
la compensación por impactos socio
ambientales negativos del proyecto:
”Construcción, Operación y Mantenimiento Planta de Extracción de Licuables Río Grande”, los cuales podrán ser
fiscalizados por las instancias que correspondan.
La vigencia de la normativa marca
un antes y un después desde el establecimiento de la compensación en la
legislación sectorial, que protegida bajo
la figura de la Consulta fue resultado de
la maduración política y social de expresiones de resurgimiento indígena a
partir de la denominada ”Marcha por el
Territorio y la Dignidad” en 1990 y sucesivas manifestaciones orientadas al
reconocimiento estatal de la identidad
y territorio indígena, quedando plasmada a partir de la afirmación de nuevas
organizaciones de carácter étnico.
Es así que la CIDOB y la APG lograron influenciar de manera tal, (en
la representación nacional indígena
expresada en la Asamblea Legislativa
Nacional) para que su interpretación y
consiguiente textualidad, así como de
otros derechos indígenas ahí plasmados, sea aprovechada a su favor, al pretender, con la misma reivindicar “sus
derechos”, siendo el principal argumento, el grado de afectación del cual
habrían sido objeto por el permanente
acecho y el uso indiscriminado de los
recursos naturales de sus ”territorios”.
Al presente el proceso de compenGas & Desarrollo
97
sación, por impactos socioambientales negativos entre
las empresas operadoras privadas y las comunidades
indígenas, se desarrolla independiente y autónomo.
Genera además, espacios de negociación, aislados,
independientes y en muchos casos desfavorables para
la ejecución regular de los proyectos; de esta manera en
muchas oportunidades se ha tenido que ceder a la presión o las empresas han sido víctimas de chantajes inducidos por malos asesores, a fin de que les permitieran
iniciar o continuar con la actividad hidrocarburífera.
Lamentablemente esta actividad fue permitida a
cambio del reconocimiento de importantes cantidades
de dinero por impactos inconmensurables, altamente
subjetivos y donde no se cuentan con insumos necesarios para realizar una valoración objetiva, además que
la normativa vigente no permite la fiscalización de los
recursos de compensación. Toda esta problemática ha
limitado la reactivación de las inversiones en los niveles
planificados por el sector.
SE CORRIGIÓ LA LÓGICA DEL ABUSO
La anterior situación descrita, exigió de YPFB con relación a sus propios proyectos, la asunción de una serie
de acciones tendientes a romper esta insana lógica de
abuso y aprovechamiento de algunas organizaciones indígenas mal asesoradas.
A tal efecto, YPFB gestionó la normativa señalada
precedentemente (D.S. 1045) para aplicar el Art. 119 (De
las Compensaciones) de la Ley de Hidrocarburos, que
básicamente permite, por una parte, poder efectuar la
identificación, valoración y estimación de montos a compensarse utilizando metodologías acordes a este efecto,
lo cual admite establecer de manera objetiva y anticipada
parámetros técnicos sobre las cuales se negocie el costo
final de la compensación; así como por otra, reconoce la
obligación de la estatal petrolera de fiscalizar el uso de
los recursos transferidos, los que están destinados en un
90% a proyectos de inversión productiva y social.
El reto no era menor tomando en cuenta la forma en
la que la compensación está reconocida y también como
se ha venido aplicando y/o demandando en su errónea
interpretación, haciendo exigible su cumplimiento para la
normal continuidad de una determinada Actividad, Obra
o Proyecto (AOP) hidrocarburífero, además de representar, finalmente, la asunción de un derecho ”ya adquirido”
en virtud a una interpretación y exigencia de su aplicación absolutamente sesgada al presente.
Aun queda un largo camino por recorrer, donde será
primordial la continuidad del acompañamiento en cuanto
a la concientización y la importancia de que la comunidad
indígena guaraní en su conjunto, comprenda el nuevo
contexto socio político productivo en el que nos encontramos inmersos todos, principalmente YPFB, como el
gran protagonista del nuevo enfoque que se requiere implantar no sólo con relación a la figura de la compensación asociada a la Nacionalización Hidrocarburífera, sino
a establecer nuevas lógicas de relacionamiento a partir
de la comprensión cabal de la significancia de los derechos indígenas versus la necesidad del desarrollo de la
industria extractiva.
La fiscalización que le tocará realizar a YPFB respecto
a los recursos ya transferidos, requerirá de no menos importantes adopciones de transformaciones institucionales
puntuales para estar a la altura de este importante desafío.
NEGOCIACIÓN Y ACUERDOS EN EL CASO TAKOVO MORA
Lo logrado el 15 de noviembre de 2012 no es poco,
porque se ha permitido que la compensación por el
proyecto Río Grande se base en un proceso de negociación objetivo y maduro, que ha permitido la adecuada definición y administración de los objetivos y
resultados deseados por cada una de las partes involucradas, implicando el mismo:
1) El refuerzo del reconocimiento de los derechos (en
este caso) de la Capitanía Takovo Mora, con relación
a la compensación por impactos socio ambientales
negativos, directos, acumulados y a largo plazo,
permitiendo a los pueblos indígenas el acceso a recursos económicos que se destinarán a proyectos
de desarrollo productivo y social, erigiéndose como
un mecanismo importante para mejorar no sólo su
situación económica, sino, propender al mejoramiento cualitativo del bienestar de esta comunidad indígena respetando su plan de vida.
98 Gas & Desarrollo
2) A una nueva era de relacionamiento a partir del
establecimiento de un acuerdo sólido y vinculante
pero flexible que indica obligaciones recíprocas y;
ofreciendo estos a su vez a YPFB, total certidumbre
y estabilidad en el desarrollo de las actividades hidrocarburíferas, lo cual también representa para el
Gobierno Nacional maximizar los beneficios públicos derivados de su principal fuente de sostén económico, como es la industria de los hidrocarburos.
La experiencia compensatoria con la Capitanía Takovo, es una muestra de la posibilidad de la preminencia
de un nuevo enfoque normativo, orientado a la comprensión de la Nacionalización de los Hidrocarburos
además como una política que permite el beneficio
general de las comunidades directamente influenciadas y no para unos pocos solamente, más aún cuando se está hablando de proyectos en los cuales los
recursos provienen de fuentes públicas.

Revista Gas y Desarrollo

Transcripción

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