El gas en Bolivia
RESERVAS DELGAS EN BOLIVIA
Las reservas probadas de gas natural de Bolivia
certificadas por la empresa canadiense GLJ Petroleum Consultants al 31 de
diciembre de 2013 alcanzan a 10.45 trillones de pies cúbicos (TCF), informó
este martes el presidente del Estado Plurinacional, Evo Morales Ayma.
“Al 31 de
diciembre de 2013 las reservas probadas de gas natural alcanzan a 10.45 TCF,
las probables a 3.50 TCF y las posibles a 4.15 TCF”, anunció Morales en una
conferencia de prensa realizada en Palacio de Gobierno.
Asimismo, el
estudio señala que el país cuenta con 211,45 millones de barriles de petróleo
condensado.
Indicó que
las reservas certificadas garantizan hasta el año 2025 los requerimientos del
mercado interno, la exportación y la industrialización.
“Totalmente
tenemos garantizado el gas probado hasta el 2025 y estamos convencidos de
acuerdos a informaciones preliminares (esperaremos los estudios) que Bolivia
tiene garantizado hidrocarburos para mucho tiempo”, dijo Morales.
Las empresas
más grandes del mundo como Total, Repsol, BG y Petrobras prestan servicios en
el país.
Dijo que se
encuentran en actividades de exploración 47 áreas en Bolivia, principalmente en
los departamentos productores de hidrocarburos (Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz
y Cochabamba), además de La Paz.
“Tenemos
mucha confianza con estas nuevas áreas de exploración y vamos a seguir
ampliando más áreas. En nuestra gestión hemos incorporado dos empresas grandes
como Gazprom de Rusia e YPF de Argentina que también están en exploración”.
Las reservas
fueron certificadas por una empresa de prestigio internacional y según las
definiciones, normas y directrices del Sistema de Gestión de Recursos
Petrolíferos (PRMS, siglas en inglés) de la Sociedad de Ingenieros Petroleros.
YPFB y GLJ
suscribieron en enero el contrato para la cuantificación y
certificación de reservas hidrocarburíferas al 31 de diciembre de 2013.
En
cumplimiento a las normativas vigentes para las actividades hidrocarburíferas,
YPFB lleva adelante este proceso para cuantificar y certificar las reservas y
recursos contingentes de gas natural y de hidrocarburos líquidos en campos de
Bolivia.
Mediante
este procedimiento de cuantificar y certificar reservas se obtiene el respaldo
básico para definir desarrollo óptimo, asegurar la eficiente y económica
explotación de los campos, garantizar el abastecimiento del mercado interno
actual y futuro, atender los proyectos de industrialización de gas, además de
cumplir con los compromisos adquiridos por el país en contratos de compra -
venta de gas natural con Brasil y Argentina.
La última
certificación de reservas al 31 de diciembre de 2009, estuvo a cargo de la
estadounidense Ryder Scott, cuyo resultado fue de 9,9 trillones de pies cúbicos
(TCF).
YPFB Chaco suma 14 MMpcd de gas natural a la producción nacional
YPFB Chaco, empresa subsidiaria de
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, suma 14 MMpcd (millones de pies
cúbicos día) de Gas Natural a la producción nacional, tras culminar la
perforación del pozo Santa Rosa-11D (SRS-11D).
El gerente general de YPFB Chaco,
Carlos Sánchez, informó que la compañía invirtió cerca de $us 4,1 millones en
la perforación del pozo SRS-11D, ubicado en el campo Santa Rosa de la provincia
Sara en el departamento de Santa Cruz.
La Gerencia de Desarrollo agregó que la perforación del
SRS-11D tuvo un tiempo de 46 días, con una profundidad final de 2.500 metros MD
(profundidad final, por sus siglas en inglés). YPFB Chaco utilizó el
equipo SAI- 379.
Siguiendo con el desarrollo del campo Santa Rosa, en la zona del norte cruceño, se perforó el pozo SRS-11D con el objetivo de drenar las reservas de los reservorios, Ayacucho y Piray e investigar el potencial de los reservorios Arenisca 1 y Arenisca 2 del sistema Devónico.
Reservas
La perforación del pozo SRS-11D permite reclasificar
parte de las reservas Probadas no Desarrolladas (PND) a Probadas Desarrolladas
(PD) en un valor (preliminar) de 7 BCF (billones de pies cúbicos, por sus
siglas en inglés) en el reservorio Ayacucho, e incorporar nuevas reservas para
las unidades Arenisca 1 y 2, todavía en proceso de evaluación.
Antecedentes
El campo Santa Rosa fue descubierto por YPFB con la
perforación del pozo SRW-X6 entre los años 1981 y 1982. En el lugar existen
ocho pozos perforados de los cuales cinco son productores.
El caudal de producción actual del campo es de 21,5 MMpcd
(millones de pies cúbicos por día) y 33 bpd (barriles de petróleo por día) de
condensado, el fluido de reservorio es clasificado como gas seco.
Ventas de gas sitúan a YPFB entre las 88 mejores empresas de América Latina
La comercialización de gas natural
durante la gestión 2013, ubica a Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) en el puesto número 88 de las 500 empresas más grandes de
América Latina, según el ranking de ventas de la revista América Economía.
“En tema de ventas, Bolivia
dentro las 500 empresas de América Latina está en el número 88, primera vez una
empresa boliviana, estatal además, aparece en un número muy importante, esto es
un orgullo, es un honor que estas investigaciones mediante esta revista tomen
en cuenta a nuestra empresa boliviana, YPFB en el número 88 de las 500 empresas
más grandes”, manifestó el presidente del Estado Plurinacional del Estado, Evo
Morales Ayma.
La estatal petrolera dio un salto de 45 escaños con
relación al estudio de 2012, donde se ubicó en el puesto 133 de un total de
500. En 2011, YPFB se situó en el puesto 98. Esta gestión, YPFB está en el
número 88, ya que sus ventas han pasado de $us 5.410 millones a $us 6.059
millones anuales.
Las cifras corresponden a los ejercicios contables de
2013, los que fueron recopilados y verificados por América Economía
Intelligence a través de bolsas de valores y super-intendencias en el caso de
empresas abiertas, además de memorias, sitios web propios de las empresas y
cuestionarios ad-hoc enviados por el equipo investigador, en caso de empresas
cerradas, en algunos casos, también a través de información de prensa.
América Economía consideró en situaciones excepcionales,
estimaciones propias basadas en información pública o de mercado y/o a partir
de proyecciones calculadas de los rendimientos históricos de las empresas que
han estado en las 500 al menos cinco veces en años recientes. La fecha de
cierre del poblamiento de datos fue el 18 de junio de 2014.
PELDAÑO 14 EN UTILIDADES
En esa perspectiva, Morales ponderó que YPFB se sitúa en
el puesto número 14 en lo que respecta a utilidades en esta revista de
circulación internacional que brinda información empresarial, económica y
financiera.
“En temas de utilidades, las empresas que más ganan, YPFB
está en el número 14 de las 500 más grandes empresas de América Latina, yo solo
quiero decirles, que esto es gracias a la Nacionalización de los hidrocarburos que
nuestra empresa boliviana, la más grande de los bolivianos YPFB es una de las
empresas más grandes de América Latina”, dijo el presidente de Bolivia.
En 2012, YPFB se encontraba en el puesto 22, pero en 2013
pasó al 14.“A nosotros nos sorprende este tipo de investigaciones que llegan al
exterior y por eso valoramos las políticas que se han asumido, el trabajo que
se hace en YPFB a la cabeza de nuestros gerentes, nuestros ingenieros, nuestros
expertos para bien de todos los bolivianos”, acotó Morales.
De acuerdo a la revista especializada, los países
incluidos en el ránking son: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Costa
Rica, Ecuador, El Salvador, Guatemala, Honduras, México, Nicaragua, Panamá,
Paraguay, Perú, Uruguay y Venezuela.
Nacionalización beneficia a 167.240 familias de La Paz con gas domiciliario
http://elpais.com/diario/2006/05/02/internacional/1146520803_850215.html
En siete años de la Nacionalización de
los Hidrocarburos (2006 – 2013), Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB) invirtió $us 187 millones en la instalación de 167.240 conexiones de gas
domiciliario en el departamento de La Paz.
“Hasta el 2005 sólo 8.205
familias tenían gas domiciliario, hoy tienen el servicio 167.240 familias
paceñas con una inversión de $us 187 millones en La Paz”, destacó el
Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera.
Este número de conexiones de redes domiciliarias (dadas
de alta) beneficia a 836.200 habitantes de esta región del país, donde la
estatal petrolera invirtió recursos propios en estas obras.
Las 167.240 conexiones internas de gas natural efectuadas
por YPFB en el periodo de la Nacionalización, superan significativamente a las
construidas entre los años 1994 y 2005 que sumaron 8.205 instalaciones a cargo
del emprendimiento privado en tarea conjunta con YPFB residual, administrada
por los anteriores gobiernos, según los registros estadísticos históricos de la
estatal petrolera.
La estatal petrolera espera que en el transcurso de los
próximos meses una población mayor de paceñas y paceños gocen del gas natural
domiciliario para uso en cocinas, hornos, estufas, termotanques y calefones.
“El objetivo de redes de gas es además de sustituir al
GLP, permitir que paguen un precio menor a la garrafa de GLP y que se mejore la
calidad de vida; ese es el homenaje que hace YPFB a la efeméride del
departamento de La Paz”, subrayó el presidente de YPFB, Carlos Villegas.
Al igual que los servicios de agua, luz, alcantarillado y
otros, el gas domiciliario es un derecho constitucional que tiene la ciudadanía
paceña y representa el proyecto social más importante del gobierno que
beneficia al pueblo boliviano.
“Por esa razón, el gobierno nacional ha definido que la
instalación de gas natural es gratuita; hasta los 22 metros no pagan
absolutamente nada, toda la inversión está a cargo del gobierno nacional a
través de YPFB. Para el beneficio de cada uno de los usuarios, Yacimientos
invierte en promedio $us 1.300 para que cada una de las familias gocen del
beneficio del gas natural”, destacó Villegas.
MAYOR INVERSIÓN
YPFB invierte sólo este año $us 48,7 millones en la
instalación de 42.400 conexiones de redes de gas domiciliario en el
departamento de La Paz.
“Vamos a seguir continuando con la red secundaria y
llegando domicilio a domicilio; hay la plata, hay la decisión, hay gas y hay la
lucha del pueblo que ha conquistado esto en beneficio de todos los paceños”,
destacó García Linera.
En total, de 2006 hasta el 2013 más la gestión 2014, se
espera beneficiar a 209.640 familias paceñas con gas domiciliario favoreciendo
a más de un millón de personas hasta diciembre de este año.
BENEFICIOS
DE LA NACIONALIZACIÓN DEL GAS
Cinco mil pobladores de Patacamaya se benefician con gas domiciliario
Cinco mil nuevos usuarios del
municipio de Patacamaya del departamento de La Paz se benefician con gas
domiciliario. El vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro
García Linera y el presidente de YPFB, Carlos Villegas inauguraron este lunes
el servicio en esa ciudad.
“Patacamaya y Sica Sica son las primeras poblaciones
intermedias que se benefician con gas domiciliario. Luego vamos a pasar a otras
poblaciones, gradualmente vamos a llevar este año (gas natural) a Desaguadero,
Achacachi, Coroico, Copacabana, Caranavi y Guanay. El siguiente año pasaremos a
otros municipios. El gas ahora es para los bolivianos y va llegar a cada
familia”, subrayó García Linera.A su turno, el
presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB),
Carlos Villegas, informó que se invirtió Bs 6.134.535 para conectar redes
de gas domiciliario y mejorar el nivel de vida en esa ciudad intermedia.
“Hemos estado instalando la red primaria, secundaria,
acometidas, redes de gas en mil predios, con una inversión de un poco más de Bs
6 millones para que ahora se beneficien con gas natural. Este es un hecho
inédito, no solo en la vida de Patacamaya, sino también de YPFB, porque por
primera vez extendió sus actividades y su personal a Patacamaya para la
instalación de este servicio”, afirmó Villegas.
La autoridad de la empresa estatal sugirió a las familias
de Patacamaya que construyan un ambiente exclusivo para la cocina, de manera
que se brinde seguridad para extender redes de gas y contar con la
documentación requerida para que más familias accedan a este servicio gratuito.
El Vicepresidente García Linera pidió al alcalde de
Patacamaya acelerar y regularizar los trámites de propiedad de los inmuebles
para que otras familias de esa ciudad se beneficien con el servicio. “Estoy muy
feliz porque mis hermanos que luchan tienen gas, mis hermanos que han defendido
el gas contra los gringos y contra Goni ahora tienen el servicio en su casa,
estoy muy feliz porque van a ahorrar plata y se está mejorando las condiciones
de vida de esta querida ciudad”, expresó el Vicepresidente.
En medio de una masiva concentración, el alcalde de este
municipio, Esteban Laura Huaycho expresó la emotividad de su pueblo,
agradeciendo al presidente Evo Morales, por la entrega de esta “gran obra”.
“Ya contamos con gas domiciliario, queremos
juntarnos todos para seguir trabajando, nosotros agradecemos por este servicio
porque lo adquirimos en toda la sección de Patacamaya”, sostuvo el
presidente de la Junta Vecinal del lugar, Ernesto Cruz Colque.
Al acto de inauguración de Gas Domiciliario asistieron
también el Gobernador del departamento de La Paz, Cesar Cocarico y otras
autoridades regionales.
Inserciones del gas e3n Bolivia
YPFB invierte $us 48 millones en 42.400 instalaciones de gas domiciliario en La Paz
Yacimientos Petrolíferos Fiscales
Bolivianos (YPFB) invierte este año $us 48,7 millones en la instalación de
42.400 conexiones redes de gas domiciliario en el departamento de La Paz,
informó este domingo el vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia,
Álvaro García Linera.
“Este año vamos a colocar
(más de) 42.000 instalaciones en las ciudades de La Paz y El Alto con una
inversión de $us 48 millones (…) Vamos a seguir continuando con la red
secundaria y llegando domicilio a domicilio; hay la plata, hay la decisión y
hay la lucha del pueblo que ha conquistado esto en beneficio de todos los
paceños”, destacó García Linera.
Pidió a la población paceña facilitar la labor del
personal de la Gerencia Nacional de Redes de Gas y Ductos en la apertura de
zanjas y el colocado de la tubería de conexiones domiciliarias.
Por su parte el presidente de YPFB, Carlos Villegas,
indicó que en el transcurso de muy poco tiempo La Paz alcanzará una cobertura
significativa en el servicio
“Esperemos que en el transcurso de los próximos
meses una población mayor de paceñas y paceños gocen del gas natural para
la cocina, para la ducha y la calefacción. El objetivo de redes de gas es
además de sustituir al GLP, permitir que paguen un precio menor a la garrafa de
GLP y que mejore la calidad de vida; ese es el homenaje que hace YPFB a la
efeméride del departamento de La Paz”, subrayó Villegas.
Al igual que los servicios de agua, luz, alcantarillado y
otros, el gas domiciliario es un derecho constitucional que tiene la ciudadanía
paceña y representa el proyecto social más importante del gobierno que
beneficia al pueblo boliviano.
“Por esa razón, el gobierno nacional ha definido que la
instalación de gas natural es gratuita; hasta los 22 metros no pagan
absolutamente nada, toda la inversión está a cargo del gobierno nacional a
través de YPFB. Para el beneficio de cada uno de los usuarios, Yacimientos
invierte $us 1.900 para que cada una de las familias gocen del beneficio del
gas natural”, destacó Villegas.
MÁS DE 167.000 CONEXIONES CON LA
NACIONALIZACIÓN
El departamento de La Paz se benefició con más de 167.240
instalaciones domiciliarias entre los años 2006 y 2013, periodo que abarca el
proceso de la Nacionalización de los Hidrocarburos.
EN
UN ESCENARIO ANTERIOR EL GASEN BOLIVIA
Evolución de las reservas de
gas natural en Bolivia
Las reservas de gas natural
se clasifican en reservas probadas, probables y posibles. Sin embargo, la
contabilización de las reservas con las que efectivamente se cuenta se la
realiza tomando en cuenta las reservas probadas y probables (conocidas como
reservas certificadas).
Para el año 1997 las
reservas certificadas eran de 5.69 TCF incrementándose este número a 6.62 TCF
en 1998 y hasta 8.58 TCF en 1999. El año 2000 el incremento en reservas
certificadas alcanzó a 32.2 TCF, en el año 2001 a 46.83 TCF y en 2002 a 52.29
TCF
Reservas de Gas Natural (Trillones de pies cúbicos)
|
||||||
1997
|
1998
|
1999
|
2000
|
2001
|
2002
|
|
Probadas
|
3,75
|
4,16
|
5,28
|
18,31
|
23,84
|
27,36
|
Probables
|
1,94
|
2,46
|
3,3
|
13,9
|
22,99
|
24,93
|
Posibles
|
4,13
|
3,17
|
5,47
|
17,61
|
23,18
|
24,87
|
Total
|
9,82
|
9,79
|
14,05
|
49,82
|
70,01
|
77,16
|
Fuente.
YPFB.
A partir de la promulgación
de la nueva Ley de hidrocarburos se incentivó tanto la exploración como la
explotación de hidrocarburos. Sin embargo, de cara al contrato de venta con el
Brasil, la vocación gasífera del país quedó definida, ya que los volúmenes
acordados en principio no eran abastecidos con las reservas certificadas en ese
momento, por cuanto la necesidad de certificar mayores reservas fue evidente.
En este sentido, el Acuerdo
de Complementación Energética firmado con Brasil en 1992, se constituyó en un
importante incentivo para atraer inversión extranjera a Bolivia, país estratégicamente
situado, para acceder a un mercado energético potencial como es el de Brasil.
Al momento de la
capitalización de las unidades del upstream de YPFB, denominadas luego
empresa Chaco S.A. y empresa Andina
S.A., éstas contaban con aproximadamente 2.95 TCF de reservas certificadas.
Actualmente, éstas empresas tienen 15.15 TCF entre reservas probadas y
probables lo cual representa un 28.9% del total de reservas y las otras
empresas privadas poseen el restante 37.14 TCF de reservas. Por otra parte, las
empresas capitalizadas poseen el 26% del total de reservas de petróleo y las
privadas el 74%
Compañía
|
Reserva total de gas (TCF)
|
% del total
|
Reserva total de petróleo
(MMBbl)
|
% del total
|
Andina SA
|
12.9808
|
24.8%
|
203.2173
|
21,87%
|
Total Exploration . Production Bolivie
|
7.3474
|
14.0%
|
104.7944
|
11,28%
|
Petrobras Bolivia SA
|
7.2087
|
13.8%
|
98.8547
|
10,64%
|
Maxus Bolivia Inc.
|
5.1137
|
9.8%
|
137.4857
|
14,80%
|
BG Exploration and production Ltd.
|
5.0326
|
9.6%
|
113.7887
|
12,25%
|
Mobil boliviana de
petróleo Inc.
|
3.5335
|
6.8%
|
51.8688
|
5,58%
|
Arco de Bolivia Ltda.
|
3.3551
|
6.4%
|
75.8591
|
8,16%
|
BGBC
|
3.3101
|
6.3%
|
48.8314
|
5,26%
|
Chaco SA
|
2.1709
|
4.2%
|
41.8836
|
4,51%
|
Vintage Petroleum Ltd.
|
1.0115
|
1.9%
|
15.9406
|
1,72%
|
Pecom Energía S.A.
|
0.7632
|
1.5%
|
8.0009
|
0,86%
|
Pluspetrol, Bolivia
Corporation
|
0.1638
|
0.3%
|
1.5310
|
0,16%
|
Panamerican Energy Bolivia
S.A.
|
0.1525
|
0.3%
|
1.7635
|
0,19%
|
BHP Boliviana de Petróleos
Inc.
|
0.0691
|
0.1%
|
23.2450
|
2,50%
|
Dong Wong Corporation Bolivia
|
0.0449
|
0.1%
|
0.8653
|
0,00%
|
Petrolex SA
|
0.0275
|
0.1%
|
0.6144
|
0,00%
|
Canadian Energy
Enterprises
|
0.0052
|
0.0%
|
0.5604
|
0,00%
|
Monelco S.R.L.
|
0.0052
|
0.0%
|
0.0583
|
0,00%
|
Total
|
52.2956
|
100%
|
929.1628
|
100%
|
Fuente:
Vicepresidencia de negociaciones internacionales y contratos, YPFB.
La venta de gas natural a la Argentina
El primer contrato de venta de gas natural a la Argentina fue firmado en julio de 1968, iniciándose la exportación efectiva en mayo de 1972. Este contrato (incluidas las renovaciones) llegó hasta julio de 1999 (27 años y 7 meses).
El volumen total exportado a
la Argentina alcanzó los 52 mil millones de metros cúbicos (equivalentes a 1.87
TCF), que representó $us.4,580 millones
Volúmenes de venta a la Argentina
Volumen
|
||||||
Años
|
Miles
de metros cúbicos (MM3)
|
Trillones de Pies Cúbicos
(TCF)
|
Valor
en $us
|
|||
1972-1979
|
12.196.251
|
0,430
|
404.793.047
|
|||
1980-1989
|
21.952.556
|
0,775
|
3.083.446.648
|
|||
1990-1999
|
18.695.461
|
0,660
|
1.092.110.086
|
|||
Total
|
52.844.268
|
1.866
|
4.580.349.781
|
|||
Fuente:
YPFB.
En una primera etapa el
contrato de venta de gas natural con la Argentina fue suscrito a precio fijo
($us.2.153 por millar de BTU). Posteriormente, la negociación de precios dio
lugar a muchas renovaciones de contrato, hasta que en 1987 se estableció el
precio de exportación en función a una fórmula que involucra una canasta de
precios considerando el Fuel Oil New York, Mediterráneo y Rótterdam, incluyendo
la aplicación de un factor de ajuste a partir de octubre de 1987.
Finalmente el 10 de marzo de
1997 se acordó entre ambos gobiernos incluir una cláusula al contrato renovado
en 1994, en la cual se amplió la exportación de gas natural a la Argentina
hasta abril de 1999. El vencimiento de esta ampliación estipulaba que el
contrato podría ser nuevamente prorrogable por un año, o ser válido hasta que
se inicie la exportación de gas natural al Brasil (por restricciones de
volúmenes).
El volumen de esta nueva
renovación alcanzaba a 6.1 millones de metros cúbicos al día (MM3D) con un take
or pay del 81.97%.
Esta cláusula fue modificada posteriormente (cláusula de addendum 2) el 30 de
noviembre de 1998, donde se amplió la vigencia del contrato de exportación
hasta el 31 de julio de 1999, estableciéndose un volumen de exportación de 4.25
MM3D de noviembre de 1998 a marzo de 1999 y de 1,5 MM3D de abril a julio de
1999.
La exportación de gas natural a
la República de Argentina concluyó el 31 de julio de 1999; sin embargo a partir
de agosto de 1999, la empresa PLUSPETROL exporta gas natural a la Argentina a
través del campo Bermejo, aunque los volúmenes exportados son sustancialmente
menores a los exportados en años anteriores (0,2 MM3D). Asimismo, a partir de
septiembre de 2001, se ha iniciado una nueva exportación a la Argentina a
través del campo Madrejones con volúmenes que alcanzan los 0.4 MM3D y se estima
que éstas alcancen a 1 MM3D el 2003. El total de exportaciones a la Argentina
ha representado, en la gestión 2001, aproximadamente $us 1 millón.
Entre 1974 y 1992 se efectuaron
diversas negociaciones con la República Federativa del Brasil para acordar
vender gas natural boliviano. Sin embargo, la consolidación del mercado
brasileño para el gas boliviano fue lenta debido principalmente al tiempo que
demandaba la instalación de plantas termoeléctricas en el vecino país, las
cuales eran las que emplearían este energético.
A fines de 1991, se
descubrieron nuevas reservas de gas natural al Norte de la República de la
Argentina, reservas que bastaban para cubrir la demanda de ese país y así
determinar que ya no se necesitaba continuar con el bombeo de este producto
desde Bolivia. De esta manera, a partir de ese año, se empezaron a plantear en
el país nuevas alternativas de mercados para este producto.
En 1991 y de manera formal, se
suscribió una Carta de Intenciones entre YPFB y Petrobras (empresa petrolera
estatal del Brasil) tomando la decisión de compra-venta de gas entre ambos
países. En 1992 se tomó la decisión de construir un gasoducto y, en el mismo
año, la compra de gas natural por parte de Brasil fue una política prioritaria.
En 1993 se firmó el Acuerdo
de Integración y en 1996, se suscribieron los contratos de compra-venta de gas
natural, así como el pago adelantado de tarifas de transporte por Petrobras
para financiar la construcción del gasoducto entre ambos países. En septiembre
del mismo año, se suscribieron además los contratos llave en mano del gasoducto (culminación de la construcción y
cesión de los derechos de operación al operador), se acordaron los términos de
referencia para el transporte de gas natural y se dieron oficialmente iniciadas
las obras de construcción del gasoducto.
Este gasoducto fue
oficialmente inaugurado en febrero de 1999 y los primeros volúmenes
comercializados de gas natural fueron bombeados en julio del mismo año. El
tramo por el cual fue tendido va desde Santa Cruz (Río Grande) a Puerto Suárez
(tramo boliviano), de ahí a Corumbá, Campinas y San Paulo (tramo brasileño).
El costo total de inversión
del gasoducto alcanzó a aproximadamente $us. 2,000 millones de los cuales $us.
435 millones fueron invertidos en el tramo boliviano. La inversión que se
efectuó en este gasoducto se detalla en el siguiente cuadro, donde se observa
la contribución de importantes organismos multilaterales en su financiamiento.
La inversión en el tramo boliviano se compone por los costos físicos en un 80%
(tuberías, válvulas y otros) así como los costos por desarrollo en un 20%
(transacción, honorarios, derechos y otros).
Inversión en la Construcción del gasoducto
Bolivia – Brasil
FUENTES
|
Mlls. de $us.
|
Banco Mundial
|
310
|
Banco Interamericano de
Desarrollo
|
240
|
Corporación Andina de
Fomento
|
165
|
Banco Nacional de
Desarrollo Económico y Social
|
760
|
Banco Europeo de Inversión
|
60
|
Agencias de Crédito a la
Exportación
|
360
|
Aportes propios de Socios
Brasileños
|
142
|
Total
fuentes
|
2.037
|
USOS
|
|
Gasoducto tramo Brasileño
|
1.600
|
Gasoducto tramo Boliviano
|
437
|
Total
usos
|
2.037
|
Fuente:
VMEH.
La exportación de gas
natural al Brasil se inició el 1ero. de julio de 1999. Para el efecto, se
programaron niveles de exportación de gas natural considerando la demanda
efectiva de ese país. Los montos
establecidos en el contrato se muestran
. Volúmenes contractuales de exportación de gas natural al Brasil
Año
|
Millones de metros cúbicos
al día (MM3D)
|
Take or Pay
(TOP)
|
1999
|
2.2
|
00%
|
2000
|
9.10
|
60%
|
2001
|
13.3
|
65%
|
2002 (*)
|
20.4 – 24.6
|
70%
|
2003 (*)
|
24.6 – 30.08
|
75%
|
2004 al 2019
|
30.08
|
80%
|
Fuente:
VMEH. Contrato de exportación de gas natural al Brasil
(*) Los
volúmenes acordados inicialmente en el contrato de compra-venta son los que se
muestran a la izquierda y los renegociados en agosto de 2001 los de la derecha.
Como se observa en la tabla
anterior los volúmenes programados de exportación de gas natural son
ascendentes. Sin embargo cabe señalar que estos incrementos en la compra de gas
se traducirán en un incremento similar en los volúmenes para el pago por
regalías en la medida en que esta compra se traduzca en una producción
efectiva, debido a que se podría dar el caso de que se pague por las cantidades
antes mencionadas cumpliendo con los TOP acordados, sin que se demanden aún los
volúmenes por condiciones de baja demanda. En este caso, no se cancelarían
regalías en ese momento por los volúmenes acordados en el TOP, debido a que las
regalías se tributan sobre la producción real de gas natural.
En la exportación del gas
natural, YPFB tiene el papel de cargador y agregador en el ducto. Las empresas
que exportan gas natural a través de estos ductos poseen cuotas de exportación.
Para el establecimiento de estas cuotas de exportación se dio prioridad, en una
primera instancia, a las empresas que exportaban gas natural a la Argentina por
considerarse campos de explotación existentes, asignándoles un volumen de
exportación de 5.6 MM3D a lo largo de los 20 años. Posteriormente, se asignaron
2.7MM3D adicionales a nuevas empresas bajo licitación por considerarse campos
de explotación nuevos.
Finalmente, en una tercera
etapa, se asignaron nuevos y crecientes volúmenes de exportación, bajo la misma
modalidad anterior
Empresas y volúmenes de agregación para exportación de gas natural al
Brasil
1era. Etapa
|
2da. Etapa
|
3era. Etapa
|
Andina
Chaco
Vintage
Perez Companc
Dong Wong
Tesoro
|
Andina
Chaco
Vintage
Maxus
Perez Companc
Dong Wong
Tesoro
|
Maxus-Monteagudo
Petrobras San Alberto
Petrobras San Antonio
|
Monto asignado: 5.6 MM3D
|
Monto asignado 2.7 MM3D
|
Montos asignado: 21.78
MM3D .
|
Fuente: VMEH
De estas empresas, las
mayores cargadoras del ducto son: ANDINA, CHACO, British Gas-Bolivia, VINTAGE,
MAXUS, Perez Companc y PETROBRAS. Los volúmenes y el importe efectivamente
exportados al Brasil por estas empresas se muestran
. Volúmenes y valor de las exportaciones de gas natural al
Brasil
Mes
|
Volumen exportado (MM3)
|
Importe Miles $us.
|
Julio-99
|
50.497
|
1.645
|
Agosto-99
|
56.776
|
1.859
|
Septiembre-99
|
57.169
|
1.888
|
Octubre-99
|
68.622
|
2.823
|
Noviembre-99
|
74.396
|
3.067
|
Diciembre-99
|
92.836
|
3.830
|
Enero-00
|
101.942
|
4.933
|
Febrero-00
|
118.705
|
5.817
|
Marzo-00
|
114.386
|
5.560
|
Abril-00
|
131.216
|
7.282
|
Mayo-00
|
127.845
|
7.087
|
Junio-00
|
176.454
|
9.745
|
Julio-00
|
226.848
|
13.364
|
Agosto-00
|
171.460
|
10.094
|
Septiembre-00
|
203.914
|
12.001
|
Octubre-00
|
228.387
|
14.500
|
Noviembre-00
|
213.209
|
13.496
|
Diciembre-00
|
210.750
|
13.318
|
Enero-01
|
203.904
|
13.596
|
Febrero-01
|
234.494
|
15.694
|
Marzo-01
|
263.862
|
17.724
|
Abril-01
|
242.724
|
15.052
|
Mayo-01
|
333.148
|
20.804
|
Junio-01
|
289.301
|
17.927
|
Julio-01
|
328.214
|
19.217
|
Agosto-01
|
360.015
|
21.660
|
Septiembre-01
|
323.587
|
19.098
|
Octubre-01
|
389.678
|
23.173
|
Noviembre-01
|
376.031
|
22.406
|
Diciembre-01
|
336.408
|
19.393
|
Fuente:
YPFB, Unidad de Negocios Internacionales y Contratos
Como se aprecia en el cuadro
8, las exportaciones de gas natural entre jul-99 y dic-01, se han incrementado
en mas de 500% y el valor acumulado de las exportaciones alcanzó a $us 356,8
millones.
Cuadro 9. Precios de exportación del gas natural al Brasil
MES
|
Precio Río Grande
$us/MMBTU
|
Transporte
$us/MMBTU
|
Precio en Frontera
$us/MMBTU
|
Jul 99
|
0.9075
|
0.3244
|
1.2319
|
Ago 99
|
0.9075
|
0.3244
|
1.2319
|
Sep 99
|
0.9075
|
0.3244
|
1.2319
|
Oct 99
|
1.1065
|
0.3244
|
1.4309
|
Nov 99
|
1.1065
|
0.3244
|
1.4309
|
Dic 99
|
1.1065
|
0.3244
|
1.4309
|
Ene 00
|
1.2999
|
0.3244
|
1.6243
|
Feb 00
|
1.2999
|
0.3244
|
1.6243
|
Mar 00
|
1.2999
|
0.3244
|
1.6243
|
Abr 00
|
1.4878
|
0.3244
|
1.8122
|
May 00
|
1.4878
|
0.3244
|
1.8122
|
Jun 00
|
1.4878
|
0.3244
|
1.8122
|
Jul 00
|
1.5771
|
0.3244
|
1.9015
|
Ago 00
|
1.5771
|
0.3244
|
1.9015
|
Sep 00
|
1.5771
|
0.3244
|
1.9015
|
Oct 00
|
1.6932
|
0.3244
|
2.0176
|
Nov 00
|
1.6932
|
0.3244
|
2.0176
|
Dic 00
|
1.6932
|
0.3244
|
2.0176
|
Ene 01
|
1.8091
|
0.3276
|
2.1367
|
Feb 01
|
1.8091
|
0.3276
|
2.1367
|
Mar 01
|
1.8091
|
0.3276
|
2.1367
|
Abr 01
|
1.6668
|
0.3276
|
1.9944
|
May 01
|
1.6668
|
0.3276
|
1.9944
|
Jun 01
|
1.6668
|
0.3276
|
1.9944
|
Jul 01
|
1.5507
|
0.3276
|
1.8993
|
Ago 01
|
1.5507
|
0.3276
|
1.8993
|
Sep 01
|
1.5507
|
0.3276
|
1.8993
|
Oct-01
|
1.5236
|
0.3276
|
1.8512
|
Nov-01
|
1.5236
|
0.3276
|
1.8512
|
Dic-01
|
1.5236
|
0.3276
|
1.8512
|
Fuente: YPFB.
Sobre el valor bruto de la
producción del gas natural, petróleo y gas licuado de petróleo (GLP) se gravan
en la actualidad dos tipos de regalías: Regalías sobre yacimientos existentes
que alcanza a 50% sobre el valor de producción, y regalías sobre hidrocarburos
nuevos que alcanzan a 18% sobre el valor de producción. Para realizar la
valoración del gas natural para el pago de regalías se considera el precio
promedio ponderado de los precios de exportación y de ventas internas ajustados
por las tarifas de transporte, las mismas que se determinan de acuerdo al
reglamento de transporte de hidrocarburos por ductos.
Evolución de las regalías y participaciones sobre hidrocarburos ($us)
Producto
|
1997
|
1998
|
1999
|
2000
|
2001(p)
|
Petróleo
|
49.631.109
|
73.570.829
|
69.114.024
|
116.406.367
|
100.013.693
|
Gas Natural
|
21.589.607
|
37.136.864
|
26.280.231
|
56.767.732
|
80.657.626
|
GLP
|
3.367.843
|
4.713.240
|
4.072.434
|
6.787.366
|
7.700.510
|
Total
|
74.588.559
|
115.420.933
|
99.466.689
|
179.961.465
|
188.371.829
|
(p)
Preliminar. Fuente: VMEH.
Como se aprecia en el
anterior cuadro, el monto recaudado por regalías sobre gas natural en el
periodo 1997 al 2001, ha ido ganando importancia relativa en su contribución a
las regalías totales (empezando en 1997 con una contribución de 28.9% y
alcanzando el año 2001 a 42.8%). Las regalías por la producción de petróleo son
mas significativas que las de gas natural, debido a que existe una mayor
explotación de petróleo en los campos existentes, los cuales tributan mayor
impuesto y debido a que el precio internacional del petróleo es mayor al del
gas natural. Sin embargo, a pesar de estas diferencias, se espera en los
siguientes años esta tendencia se revierta y la contribución de regalías por
gas natural superen a las de petróleo, dado que una de las características de
los campos petrolíferos en Bolivia es su alto contenido de gas con relación a
líquidos. Asimismo, el gas licuado de petróleo (GLP) también esta sujeto al
pago de regalías, aunque su contribución es mucho menor a las anteriores.
Con relación a este
impuesto, destaca la importancia de estos recursos en el desarrollo de los
departamentos donde se encuentran los campos como Santa Cruz, Sucre, Tarija y
Cochabamba (cuadro 11). Se espera que en los siguientes años el departamento
más beneficiado sea el departamento de Tarija, al ser la región que cuenta con
los mayores reservorios de gas.
Cuadro
11. Regalías Departamentales ($us)
Años/Depto.
|
Cochabamba
|
Chuquisaca
|
Sta. Cruz
|
Tarija
|
Total
|
1997
|
5.896.216
|
1.817.995
|
10.324.695
|
1.738.355
|
19.777.260
|
1998
|
10.401.643
|
2.474.478
|
13.021.548
|
3.609.313
|
29.506.983
|
1999
|
12.196.807
|
3.217.199
|
13.216.289
|
3.337.396
|
31.967.690
|
2000
|
19.626.359
|
5.257.962
|
23.446.917
|
7.557.164
|
55.888.402
|
2001(p)
|
20.473.143
|
5.482.600
|
25.129.621
|
15.130.471
|
66.215.836
|
(p) Preliminar.
Fuente: VMEH
Los descubrimientos de las
reservas gasíferas sitúan a Bolivia como el segundo país con mayores reservas
de gas natural en América Latina, después de Venezuela. Por lo tanto, es
importante analizar las opciones que se le podría dar a estas reservas para,
además de exportarlas como materia prima, añadirles valor agregado y generar
productos secundarios de exportación con este insumo. Es bajo esta concepción
que se presentan a continuación algunos de los proyectos que podrían realizarse
en el país en el mediano plazo.
6.1. Proyecto de Gas Natural Licuado (LNG, en Inglés)
El proyecto LNG tiene como
objetivo lograr una monetización de las reservas probadas de gas natural no
comprometidas, mediante el procesamiento de gas natural para su exportación y
posterior transporte por barco a Norteamérica (Estados Unidos y México).
Este proyecto se constituye
en una alternativa para el transporte de gas natural por ductos a grandes
distancias. El LNG supone un proceso previo de compresión de gas mediante
refrigeración, que convierte el gas en líquido para poder trasladarlo en
contenedores que sean transportados en barcos hasta el destino final.
La idea de este proyecto es
construir un ducto para el transporte de gas natural entre los campos
productores de Bolivia y un puerto en el Pacífico, ya sea por Chile o Perú,
donde se espera se instale una planta de licuefacción y se construya la
infraestructura complementaria de almacenaje y carga en puerto.
Posteriormente, trasladar el
gas ya convertido en líquido hasta México, país que cuenta con un Tratado de
Libre Comercio con Estados Unidos, y en un puerto de esa nación regasificar el
Gas, (convertirlo de nuevo a gas) para transportarlo mediante un gasoducto
hasta California - Estados Unidos. El volumen proyectado de venta de gas
natural en este proyecto alcanza los 30 MM3D.
La inversión que se requiere
en la construcción de gasoducto en el tramo boliviano está en el orden de los
400 a 600 millones de dólares. Tomando en cuenta la construcción de la planta
de licuefacción en algún puerto del Pacífico y la compra de barcos de
transporte, la inversión total estaría entre los 3.500 y 4.000 millones de
dólares, los cuales serían financiados íntegramente por capital privado
extranjero. En este sentido, ya existe un acercamiento entre British Gas (BG),
British Petroleum (BP) y Repsol-YPF para desarrollar el mismo, mediante la
conformación de un consorcio.
Entre algunos de los
beneficios que traería consigo la puesta en marcha están: el desarrollo de
nuevos mercados para el gas natural, el incremento del nivel de exportaciones
del país, la monetización de las reservas de gas natural sin mercado que tiene
Bolivia con el consiguiente incremento en las recaudaciones y la consolidación
del proceso de integración energética en el ámbito hemisférico entre Bolivia,
Chile o Perú, México y los Estados Unidos que, además, puede dar paso a la
conformación de nuevos proyectos energéticos destinados a la exportación a esos
mercados.
6.2. Industrialización del Gas Natural Convertido a Líquido (GTL, en Inglés).
El proyecto GTL, persigue
lograr una mayor utilización de las reservas probadas de gas natural no
comprometidas con el Brasil y el mercado interno, mediante el procesamiento del
gas natural para la obtención de líquidos (principalmente gasolina y diesel
oil) o derivados sintéticos.
Dentro de los beneficios que
se cuentan con la instalación de esta planta, esta la generación de mayor valor
agregado al gas natural utilizado para su transformación en la planta.
Asimismo, la demanda de mayor empleo calificado y no calificado. En este campo
se estima se generarían 300 puestos de trabajo en la operación de la planta y
alrededor de 3.000 en su construcción. Por otro lado, también se alcanzaría la
autosuficiencia en el mediano y largo plazo en el consumo del diesel oil
(actualmente la oferta nacional en el mercado interno es deficitaria), el
desarrollo de una actividad con inminente potencial exportador y de crecimiento
e incremento de regalías por los volúmenes consumidos o producidos de gas
natural y otros impuestos directos e indirectos imputables al proyecto (IVA,
IT, IU, etc.) y finalmente la monetización de las reservas de gas natural sin
mercado en la actualidad.
La inversión estimada se
encuentra entre los $us 350 millones en una planta con capacidad de
procesamiento de 10,000 BPD, que puede extenderse en una segunda etapa a una
planta con capacidad de 50,000 BPD y una inversión total de 1,400 millones de dólares. Los mercados potenciales
son Bolivia, Chile, Paraguay, Brasil, México y EEUU, entre otros.
Se estima que este proyecto
demandará aproximadamente, 5 años en la instalación de la planta y su puesta en
marcha.
6.3. Proyecto Complejo Petroquímico
La instalación de un
complejo petroquímico tiene como objetivo el añadir valor agregado al gas
natural. De manera general, este negocio consiste en obtener del gas natural
etano que a su vez es procesado para obtener, entre otros, caucho sintético,
polietileno, alcohol, insecticidas, pesticidas, funguicidas, plásticos, etc.,
productos que a su vez podrían abaratar los costos de las industrias que
actualmente los importan e incentivar la creación de nuevas, generándose así un
círculo virtuoso de crecimiento y desarrollo.
Actualmente PETROBRAS
conjuntamente con Oderebetch, elaboraron un estudio de prefactibilidad del
proyecto, en el que se estima una producción de 600.000 toneladas de etileno
por año de las que 500.000 serían
destinadas al mercado de Río de Janeiro y San Pablo y las 100.000 toneladas
restantes destinadas a Bolivia, Paraguay y Matto Grosso para la producción
especialmente de plásticos. La inversión total estimada es de 1.000 millones de
dólares y el volumen de gas natural requerido sería de aproximadamente entre 3
y 5 MM3D.
6.4 Planta Termoeléctrica San Marcos en Puerto Suárez
La construcción de la planta
termoeléctrica en Puerto Suárez es el primer proyecto de exportación de
electricidad a gran escala en la historia de Bolivia.
El 23 de mayo de 2000, los
ministros de Energía y Minas del Brasil y Desarrollo Económico de Bolivia
suscribieron un Memorandun de Entendimiento para fomentar la instalación de una
planta termoeléctrica. El 2 de junio de 2000 en Río de Janeiro, el Ministro de
Desarrollo Económico manifestó la decisión del Gobierno boliviano de instalar
la planta. El 3 de agosto de 2000, en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, los
representantes brasileños expresaron la intención de dos consorcios de instalar
un complejo termoeléctrico compuesto por dos plantas, una en Puerto Suárez y
otra de similar capacidad en Corumbá, Brasil. El consorcio de participantes se
conforma de la siguiente manera: DUKE con 38%, PETROBRAS con 21%, CORANI con
17%, GRUPO MONTEIRO ARANHA con 18% y CRE con 6%.
Se estima que la inversión
total que demandará la instalación de la planta es de alrededor de $us 50 y 70
millones. La capacidad instalada de la planta ascendería a los 80 MW y
consumiría 0.6 MM3D. Se espera que esta planta genere divisas por exportación
de alrededor de $us. 30 millones al año. El inicio de la exportación se estima
para el año 2003.
Para analizar el impacto en
las recaudaciones, PIB y exportaciones, primero se proyectaron los volúmenes de
producción de gas natural y petróleo destinadas tanto al mercado interno como
al externo. Además, se consideran dos
escenarios: el primero, denominado escenario base, incluye solamente un
proyecto energético (el proyecto LNG), como proyecto adicional al contrato de
exportación de gas suscrito con la república del Brasil y algunos otros
proyectos considerados menores. El segundo escenario, denominado alternativo,
considera la inclusión de nuevos proyectos energéticos como la construcción de
una planta petroquímica, una segunda planta termoeléctrica y el proyecto de gas
natural convertido a líquido. Ambos escenarios fueron proyectados por 15 años.
En la proyección del impacto
en las recaudaciones. se consideró la
metodología establecida en la Ley de Hidrocarburos y el reglamento para el pago
de regalías.
Para analizar el impacto de
la producción del gas y petróleo en el PIB y las exportaciones, se asumió un
crecimiento regular promedio para los demás sectores de la economía, de acuerdo
con sus tasas históricas de crecimiento, eliminándose aquellas tasas atípicas.
Luego se contrastó el crecimiento de estas variables considerando un escenario
sin producción de gas natural con el escenario base y luego con el alternativo.
Para el análisis de estos impactos, se utilizó el modelo denominado “Revised
Minimum Standard Model-Extended” (RMSMX).
7.1 El escenario base.
Los supuestos considerados en
este escenario son los siguientes:
Volúmenes
producidos de Gas Natural:
Mercado
Externo
- Al Brasil: El año 2002 se exportan 11 MM3D, el año 2003 se exportarían 17 MM3D y a partir de 2005 un volumen de 30 MM3D y del 2007 en adelante 40 MM3D.
- A Cuiaba (Brasil): el año 2002 se exporta 1.25 MM3D y crece hasta llegar el 2004 a 4 MM3D.
- A la Argentina: el 2002 se exporta 0.6 MM3D y en adelante crece hasta llegar el 2015 a 5.2 MM3D.
- Proyecto de Gas Natural Licuado (LNG): Se inicia el año 2007 con una demanda de 10,5 MM3D y crece hasta el 2015 demandar 50 MM3D.
Mercado
Interno
- Consumo interno (industrial y doméstico): se asume una demanda de 3,8 MM3D el año 2002 y en adelante crece hasta el año 2015 llegar a 6.5 MM3D.
- Termoeléctrica Puerto Suárez: Se inicia la producción el año 2003 y demanda 0.3 MM3D y desde 2004 0.6 MM3D.
Volúmenes
producidos de Petróleo :
- El incremento de la producción depende de las variaciones en la extracción de gas natural (0.01%).
En
precios:
- Los precios del gas natural y petróleo se asume que crecen a una baja tasa en el tiempo.
Impuestos:
- En el pago de regalías, se asume la proyección de caudales de producción establecidos en el anexo II del Reglamento de Hidrocarburos Existentes y Nuevos a partir del año 2000.
- Se considera al impuesto a las utilidades de las empresas igual al 25% de los ingresos totales de producción menos los costos de producción de la gestión anterior, que a su vez son el 50% de los ingresos menos el pago de regalías.
- La devolución del IVA exportaciones se asume igual al 13% del 49% del total del valor FOB de exportación.
- El presente análisis no considera el impuesto a las utilidades extraordinarias (SURTAX) debido a que su metodología de cálculo requiere proyectar las utilidades de cada empresa productora luego de deducirles el 45% del valor de producción en boca de pozo, considerando un límite de Bs. 250 millones por campo. Este estudio no realiza un análisis por empresa, por tanto, no se estimó este impuesto. Sin embargo, se considera que ni los resultados ni las conclusiones serán afectados por esta omisión, debido a que se estima este impuesto tenga un bajo aporte tanto a las recaudaciones como en los impactos macroeconómicos.
__________________________________________________________________________
PAMELA ARUNI ALVARADO
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