TOMO I
HIDROCARBUROS
2015
Hidrocarburos
i
Tomo 1
Contenido
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 1
2. DESCRIPCIÓN DEL SECTOR ................................................................................................. 2
2.1. Estructura del Sector ..................................................................................................... 3
2.2. El Upstream ................................................................................................................... 4
2.3. El Midstream y el Downstream ...................................................................................... 5
2.3.1. Refinación de Hidrocarburos ........................................................................................... 5
2.3.2. Distribución y Comercialización de Hidrocarburos ......................................................... 6
2.3.3. Áreas de Interés Hidrocarburíferas ................................................................................. 7
2.3.4. Nuevos Contratos de Servicios Petroleros ...................................................................... 8
2.3.5. Industrialización de los Hidrocarburos ............................................................................ 9
2.3.6. Estructura de Precios de Hidrocarburos ....................................................................... 11
2.3.7. Precios en el mercado interno ...................................................................................... 12
2.3.8. Precios de Exportación .................................................................................................. 13
3. MARCO INSTITUCIONAL Y LEGAL ..................................................................................... 16
3.1. Estructura Institucional ................................................................................................ 16
3.2. Marco Legal ................................................................................................................. 17
3.3. Régimen Económico e Impositivo ................................................................................. 19
3.4. Regalías y Participaciones ............................................................................................ 19
3.5. Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) .................................................................. 20
3.6. Estructura Impositiva del Downstream ......................................................................... 21
3.7. Subvención a Productos Derivados ............................................................................... 21
4. DESARROLLO DEL SECTOR ............................................................................................... 22
4.1. El sector en la economía .............................................................................................. 22
4.2. Inversiones en Hidrocarburos ...................................................................................... 23
4.3. Impacto Fiscal del Sector ............................................................................................. 25
4.4. Producción de hidrocarburos ....................................................................................... 27
4.5. Demanda del Mercado Interno .................................................................................... 29
4.5.1. Gas Natural .................................................................................................................... 29
Hidrocarburos
ii
Tomo 1
4.5.2. Petróleo y sus Derivados ............................................................................................... 30
4.5.3. Exportación de Gas Natural ........................................................................................... 31
5. PERSPECTIVAS ................................................................................................................. 33
6. REFERENCIAS .................................................................................................................. 35
Índice de Cuadros
Cuadro 1 Lineamientos estratégicos Sector Hidrocarburos ................................................................ 2
Cuadro 2 Distribución Departamental de Áreas Reservadas de Interés Hidrocarburífero ................ 8
Cuadro 3 Precios de Exportación de Gas Natural a Brasil (En $us por MMBTU) .............................. 14
Cuadro 4 Precios de Exportación de Gas Natural a la Argentina (En $us por MMBTU) ................... 14
Cuadro 5 Resumen de la Normativa promulgada en la gestión 2015 .............................................. 18
Cuadro 6 Alícuotas Específicas IEHD ................................................................................................. 21
Cuadro 7 Inversión por tipo de Empresa .......................................................................................... 24
Cuadro 8 Comercialización de Derivados de Petróleo en el Mercado Interno (En metros cúbicos) 30
Índice de Gráficos
Gráfico 1 Estructura del Sector Hidrocarburos 2015 - Gas Natural .................................................... 4
Gráfico 2 Estructura del Sector Hidrocarburos 2015 – Petróleo......................................................... 4
Gráfico 3 Evolución Anual del Precio del WTI y de los Derivados en Bolivia* .................................. 13
Gráfico 4 Evolución del Precio Promedio Anual del Gas Natural (En $us por MMBTU) .................. 15
Gráfico 5 Distribución del IDH ........................................................................................................... 20
Gráfico 6 Participación del Sector en el PIB a Precios Corrientes (En Porcentaje) ........................... 23
Gráfico 7 Inversiones en Upstream (En millones de $us) ................................................................ 24
Gráfico 8 Número de Pozos perforados ............................................................................................ 25
Gráfico 9 Recaudaciones Impositivas por Regalías-IEHD-IDH del Sector Hidrocarburos .................. 26
Gráfico 10 Recaudaciones de Upstream y Downstream (En millones de Bs) ................................... 27
Gráfico 11 Reservas Nacionales de Gas Natural ............................................................................... 28
Gráfico 12 Producción Bruta de Petróleo y Gas Natural ................................................................... 29
Gráfico 13 Participación de los hidrocarburos en las exportaciones ................................................ 31
Hidrocarburos
iii
Tomo 1
Gráfico 14 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural a Brasil, Volumen y Precio .................... 32
Gráfico 15 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural al Argentina, Volumen y Precio ............ 32
Índice de Mapas
Mapa 1 Área de Interés Hidrocarburífero ........................................................................................... 7
Mapa 2 Ubicación de Nuevos Contratos de Servicios Petroleros ..................................................... 19
Hidrocarburos
1
Tomo 1
1. Introducción
Según información del Instituto Nacional de
Estadística, desde 2000 hasta 2015 la
actividad de hidrocarburos (incluyendo
refinación de petróleo) aportó en promedio
con el 8,06% al PIB. El mayor aporte del sector
al PIB fue en el 2014 con 9,14% y el menor fue
de 6,83% el año 2000.
El sector de hidrocarburos es uno de los
sectores que más contribuyen en la
economía, en cuanto a las exportaciones,
inversiones y sobre todo en las recaudaciones
fiscales. Además, es declarado en la
Constitución Política del Estado como recurso
natural estratégico y de interés público para
el desarrollo del país; en este sentido, los
recursos que ésta actividad genera tienen que
ser enfocados a lograr el desarrollo de una
economía diversificada, productiva y
sostenible, todo esto con el objetivo de
generar riqueza, reducir la pobreza, mejorar
la calidad de vida y consolidar una integración
nacional.
A partir del año 2005, con la promulgación de
la Ley de Hidrocarburos Nº 3058, el sector ha
atravesado una serie de reformas. El 1 de
mayo de 2006, el Gobierno promulgó el
Decreto Supremo Nº 28701, en el que el
Estado recupera la propiedad de los
hidrocarburos, iniciándose en el país el
proceso de nacionalización de los
hidrocarburos, con lo cual se recupera el
control de toda la cadena de producción de
hidrocarburos y se empiezan a generar más
recursos por concepto de regalías, impuestos
y participaciones.
La Constitución Política del Estado
promulgada el 7 de febrero de 2009,
determina que los hidrocarburos, cualquiera
sea el Estado en que se encuentren o la forma
en la que se presenten, son de propiedad
inalienable e imprescriptible del pueblo
boliviano. El Estado, en nombre y
representación del pueblo boliviano, ejerce la
propiedad de toda la producción de
hidrocarburos del país y es el único facultado
para su comercialización.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB), es la única empresa facultada para
realizar las actividades de la cadena
productiva de hidrocarburos y su
comercialización. YPFB se constituye en el
brazo operativo del Estado, en el marco de la
política estatal de hidrocarburos.
Este proceso, ha significado un incremento en
las inversiones totales con relación a las
actividades primarias (exploración y
explotación), que incluyen las inversiones
realizadas por YPFB Casa Matriz, empresas
subsidiarias y empresas privadas con
Contratos de Operación, llegando a una
inversión total de $us2.398 millones el 2015.
El valor de las exportaciones de hidrocarburos
en el año 2015 fue de $us4.032 millones,
39,6% menos que la gestión 2014. La
representatividad del sector dentro del
conjunto de exportaciones fue de 45%.
El objetivo del presente trabajo es describir el
desarrollo del sector hidrocarburos para el
año 2015. Para este efecto, el documento se
encuentra desarrollado de la siguiente
manera: Las secciones dos y tres describen la
estructura del sector y el marco legal en el
cual se desenvuelve. La sección cuatro detalla
el desarrollo del sector, exponiendo la
evolución de los indicadores más
importantes. Por último, la quinta sección
presenta las perspectivas del sector para el
corto plazo.
Hidrocarburos
2
Tomo 1
2. Descripción del Sector
Para la definición de la Política de Desarrollo
Energético del Estado Plurinacional y en el
marco de del Plan Nacional de Desarrollo y la
Constitución Política del Estado y las normas
sectoriales vigentes del sector energético, se
han definido lineamentos estratégicos que
deberán regir la actividad energética del país
(Cuadro Nº 1).
Cuadro 1 Lineamientos estratégicos Sector Hidrocarburos
Lineamentos
Estratégico
Política
Objetivos Estratégicos
1. Soberanía
energética
Garantizar y consolidar la soberanía
energética del Estado, ejerciendo a nombre
y en representación del Pueblo Boliviano la
propiedad de los recursos naturales y la
administración de sus rentas y beneficios.
Priorizar los intereses del Estado Plurinacional y
su soberanía energética, sobre intereses
particulares, sectoriales o cualquier forma de
organización social.
Consolidar el aporte del sector energético en
materia de ingresos para la redistribución de los
beneficios generados por la explotación de los
recursos naturales energéticos.
2. Seguridad
energética
Alcanzar y garantizar la autosuficiencia e
independencia energética para el
abastecimiento del mercado interno.
Incrementar la producción de hidrocarburos bajo
un marco económico y normativo adecuado.
Promover e incentivar la inversión hacia la
exploración, producción, transformación y la
productividad de los hidrocarburos.
Garantizar el aprovechamiento racional y
eficiente de los recursos naturales energéticos
(hidrocarburos, hídricos, eólicos, geotérmicos y
otros), para satisfacer el mercado interno y
exportar sus excedentes.
Desarrollar la infraestructura y logística, en toda
la cadena de hidrocarburos y electricidad, que
asegure el suministro y abastecimiento
energético nacional y los compromisos de
exportación.
Diversificar la matriz energética,
garantizando la producción, con el uso
sustentable y eficiente de los recursos
energéticos.
Sustituir y controlar el consumo de combustibles
líquidos subsidiados (Diésel Oíl, Gasolina y GLP).
Incentivar la inversión para el desarrollo de la
energía no convencional (geotérmica, biomasa,
solar, eólica, etc).
Desarrollar el potencial hidroeléctrico del país
para garantizar la confiabilidad de suministro
eléctrico y la exportación.
3. Universalización
energética
Asegurar el acceso universal y equitativo del
suministro de gas natural y electricidad.
Lograr la cobertura de gas natural urbano y rural
mediante sistemas de transporte tradicional y
virtual.
Desarrollar la infraestructura eléctrica para
lograr el acceso universal al servicio de
electricidad.
Hidrocarburos
3
Tomo 1
Lineamentos
Estratégico
Política
Objetivos Estratégicos
4. Eficiencia
energética
Fomentar y desarrollar, el uso eficiente de
la energía en sus diferentes formas, con el
menor impacto socio ambiental.
Elaborar un marco normativo y regulador para
optimizar la oferta y demanda energética.
Incorporar tecnologías más eficientes a la matriz
energética.
Promover tecnologías de origen energético
renovable.
Desarrollar mecanismos para el fomento del
ahorro y la eficiencia energética.
Contar con un sistema de certificación de
eficiencia energética
5. Industrialización
Desarrollar la industria de los recursos
naturales energéticos, enfocada en ejes
regionales para un desarrollo equilibrado,
que consiga el beneficio equitativo del país.
Generar valor agregado, optimizando la
asignación y el uso de los recursos naturales
energéticos a fin de obtener mayores ingresos
para el Estado.
Generar polos de desarrollo a través de
proyectos estratégicos e integrales de
industrialización.
6. Integración
Energética
Consolidar y ampliar los mercados externos
con los excedentes energéticos, buscando
complementariedad y subsidiaridad
económica a partir de espacios de
integración ampliados.
Lograr la participación de empresas estatales
bolivianas, en las unidades de negocio de los
mercados destino, producto de la exportación de
excedentes energéticos.
Pasar de mercados subregionales a mercados
energéticos regionales.
Garantizar la subsidiaridad económica que
consiga el mayor desarrollo del país.
7. Fortalecimiento
del Sector
Energético
Reestructurar, consolidar y fortalecer las
instituciones y empresas públicas del sector
energético para el logro de la nueva visión
del país y de la política energética.
Implantar un sistema de planificación integral del
sector energético para asegurar el logro de la
política energética nacional.
Fortalecer la estructura institucional de MHE,
YPFB, ENDE, EBIH, ANH y AE.
Aplicar principios de transparencia y rendición
pública de cuentas en las instituciones del sector
energético.
Promover el desarrollo de la ciencia y la
tecnología.
Fuente: Viceministerio de Desarrollo Energético - Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).
2.1. Estructura del Sector
Para tener una mejor comprensión del
funcionamiento del sector es importante
conocer su estructura. La industria petrolera
se encuentra dividida en tres grandes
sectores: upstream, midstream y downstream
(Ver Gráfico Nº 1 y Gráfico Nº 2).
Hidrocarburos
4
Tomo 1
Gráfico 1 Estructura del Sector Hidrocarburos 2015 - Gas Natural
Fuente: Elaboración Propia.
Gráfico 2 Estructura del Sector Hidrocarburos 2015 – Petróleo
Fuente: Elaboración Propia.
2.2. El Upstream
Las actividades del upstream comprenden la
exploración y producción (E&P) de
yacimientos hidrocarburíferos, esto incluye
las tareas de búsqueda de potenciales
yacimientos de petróleo crudo y gas natural,
la perforación de pozos exploratorios, y
posteriormente la perforación y explotación
de los pozos que llevan el petróleo crudo o el
gas natural hasta la superficie.
A diciembre de 2015 se tienen vigentes 39
Contratos de Operación para la exploración y
Hidrocarburos
5
Tomo 1
explotación de hidrocarburos, suscritos por
YPFB con empresas petroleras nacionales y
extranjeras
1
.
Los operadores petroleros que durante la
gestión 2015 han participado del upstream y
han producido hidrocarburos fueron:
YPFB ANDINA S.A.
YPFB CHACO S.A.
BG BOLIVIA CORPORATION
(SUCURSAL BOLIVIA)
MATPETROL S.A.
PETROBRAS BOLIVIA S.A.
PETROBRAS ARGENTINA, SUCURSAL
BOLIVIA
PLUSPETROL BOLIVIA CORP.
REPSOL YPF E&P BOLIVIA S.A.
VINTAGE PETROLEUM BOLIVIANA
LTDA.
2.3. El Midstream y el
Downstream
Las actividades del midstream incluyen el
trasporte por ductos y otros sistemas de
trasporte que son utilizados para trasladar
petróleo crudo y gas natural, desde los sitios
de producción a las refinerías y entregar los
diversos productos refinados a los
distribuidores del downstream.
Por otro lado, las actividades del downstream
se refieren a las tareas de refinamiento del
petróleo crudo y al procesamiento y
purificación del gas natural así como también
la industrialización, transporte, almacenaje,
distribución y comercialización de petróleo,
gas y productos derivados, llegando hasta los
1
La exploración es el primer eslabón de la cadena y
consiste en el reconocimiento geológico de superficie,
levantamientos aerofotogravimétricos, topográficos,
gravimétricos, magnetométricos, sismológicos,
geoquímicos, perforación de pozos y cualquier otro
trabajo tendiente a determinar la existencia de
hidrocarburos en un área geográfica.
La explotación o producción es la extracción de petróleo
y gas natural mediante la perforación de pozos de
consumidores finales con productos como
gasolina, querosén, combustibles
aeronáuticos, diésel, fueloil, lubricantes,
ceras, asfalto, gas natural y gas licuado del
petróleo así como también petroquímicos.
2.3.1.
Refinación de
Hidrocarburos
La refinación es la separación del crudo en
varios productos, que funciona a través de un
proceso de destilación del producto al
alcanzar una temperatura de entre 300
o
C y
400
o
C lo que provoca que sus moléculas
asciendan a lo largo de una torre de
fraccionamiento.
Las refinerías más importantes del país son
Guillermo Elder Bell y Gualberto Villarroel
ambas multiproducto, de propiedad de YPFB
Refinación S.A. Los productos refinados más
importantes por el nivel de producción son la
gasolina especial, gasolina premium, diésel
oíl, crudo reconstituido, jet fuel, gasolina de
aviación, gas licuado de petróleo y kerosene.
Las refinerías pequeñas como Oro Negro
producen principalmente gasolina blanca,
gasolina especial y diésel oíl.
La producción de lubricantes y grasas con la
marca YPFB es realizada en la Planta de
Lubricantes de la Refinería Gualberto
Villarroel y son comercializados por YPFB
Refinación S.A.
El transporte de hidrocarburos se realiza a
través de líneas de transporte conformadas
por tuberías metálicas denominadas ductos.
El transporte de hidrocarburos por ductos en
Bolivia se rige por el principio de libre acceso,
desarrollo, tendido de líneas de recolección,
construcción de plantas de almacenaje, plantas de
procesamiento e instalaciones de separación de fluidos,
y toda otra actividad en el suelo o en el subsuelo
dedicada a la producción, recuperación mejorada,
recolección, separación, procesamiento, compresión y
almacenaje de hidrocarburos.
Hidrocarburos
6
Tomo 1
es decir, que toda persona tiene el derecho de
acceder a un ducto en la medida en que exista
capacidad disponible en el mismo. La
empresa transportadora no comercializa con
el producto, obteniendo un retorno
garantizado por tarifas reguladas mediante la
metodología de tasa de retorno
2
.
El sistema de transporte por gasoductos en el
país, es efectuado principalmente por la
empresa YPFB Transporte S.A. y en menor
participación por la empresa Transierra,
existiendo también otras empresas operando
en ductos menores o laterales.
Actualmente la empresa Gas TransBoliviano
S.A es la empresa filial de YPFB que opera el
sistema de transporte de gas natural de
Bolivia a Brasil. El sistema de transporte que
inició su operación en julio de 1999, tiene 557
kilómetros de longitud y un ducto de acero de
32 pulgadas de diámetro, con capacidad de
entrega en frontera de 32,85 millones de
metros cúbicos diarios.
El sistema de oleoductos conecta diferentes
departamentos en la parte sur y central del
país, ejerce un papel fundamental en las
exportaciones de gas boliviano hacia el Brasil
y es operado casi en su totalidad por la
empresa YPFB Transporte S.A., propietaria de
una red de aproximadamente 6.000
kilómetros de oleoductos, gasoductos e
instalaciones asociadas, proporcionando
servicios de transporte de hidrocarburos para
los productores. YPFB Transporte S.A.
también opera y administra la terminal
marítima de exportación de petróleo ubicada
en Arica-Chile. Con sus principales activos
2
El gas natural ingresa a una planta de tratamiento
donde se lo separa de los líquidos e impurezas antes de
ingresar a los gasoductos mayores, mientras que los
líquidos extraídos son enviados a los centros de
refinación. Por su parte, el petróleo es tratado en las
plantas de estabilización para separarlo de los gases y
productos livianos que son enviados a las plantas de gas,
mientras que el petróleo estabilizado, a través de
oleoductos, va a los centros de refinación de donde
ubicados en el más importante corredor de
producción de gas natural de Sudamérica, y
con conexiones a Brasil, Argentina y Chile.
La función principal de YPFB Logística es el
Transporte y Almacenaje de hidrocarburos
líquidos (diésel oíl, kerosene, jet fuel, gasolina
especial y GLP) en todo el territorio Nacional.
Cuenta con una red de Poliductos distribuidos
en toda Bolivia que permiten transportar los
hidrocarburos hasta las diferentes plantas de
almacenaje desde donde luego son
despachados hacia las distintas Estaciones de
Servicio llegando finalmente hasta el público
consumidor.
2.3.2.
Distribución y
Comercialización de
Hidrocarburos
El Estado boliviano a través de YPFB, toma el
control y dirección de la distribución y
comercialización en toda la cadera de los
hidrocarburos. Los precios están regulados
por la Agencia Nacional de Hidrocarburos
(ANH) y deben ser aprobados mediante
Decreto Supremo por el Gabinete de
Ministros debido al impacto que tienen en la
economía del país.
La exportación de hidrocarburos
(principalmente gas natural) es realizada
exclusivamente por YPFB
3
. Con relación a la
distribución minorista en el mercado interno,
de acuerdo con el capítulo II de la Ley de
Hidrocarburos Nº 3058 de 17/05/2005 rige la
libre comercialización de hidrocarburos y
derivados, sin embargo las actividades de
parte por medio de poliductos para su posterior
comercialización.
3
Con relación a la distribución minorista en el mercado
interno, de acuerdo con el capítulo II de la Ley de
Hidrocarburos Nº 3058 de 17/05/2005 rige la libre
comercialización de hidrocarburos y derivados, sin
embargo las actividades de comercialización interna no
cuentan con reglamentación específica.
Hidrocarburos
7
Tomo 1
comercialización interna no cuentan con
reglamentación específica.
Finalmente, YPFB Aviación es una empresa
que tiene a su cargo el suministro de
combustible de aviación (Jet Fuel y AV Gas)
mediante plantas instaladas en los principales
aeropuertos del país. El jet fuel genera un
fuerte movimiento económico ya que es un
producto comercializado a dos precios
diferentes dentro el país, según vuelos
comerciales nacionales y/o internacionales. El
66% del volumen comercializado corresponde
al consumo para vuelos comerciales
nacionales y el restante 34% a vuelos
internacionales.
2.3.3.
Áreas de Interés
Hidrocarburíferas
Mediante Decreto Supremo Nº 29226 de
09/08/2007, se incorporaron 33 áreas
reservadas de interés hidrocarburífero a favor
de YPFB que se encuentran en Zonas
Tradicionales y Zonas No Tradicionales
4
.
Mediante Decreto Supremo Nº 0676 de
20/10/2010, se incorporaron 23 nuevas áreas
reservadas de interés hidrocarburífero a favor
de YPFB, haciendo un total de 56 áreas
reservadas de interés hidrocarburífero.
Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº
1203 de 18/04/2012, se incorporaron 42
nuevas áreas reservadas de interés
hidrocarburífero a favor de YPFB, haciendo
actualmente un total de 98 áreas reservadas
de interés hidrocarburífero que se
encuentran en Zonas Tradicionales y Zonas
No Tradicionales.
Estas áreas reservadas se otorgan, conceden
y adjudican a YPFB, para que la empresa
proceda a su exploración y explotación por si
misma o en asociación mediante Contratos de
Servicios (Mapa Nº 1).
Las nuevas áreas se incorporaron debido a la
necesidad de incrementar las áreas en
función a la existencia de estructuras
prospectables y a la información disponible
que se cuenta de cada una de las áreas
seleccionadas.
Mapa 1 Área de Interés Hidrocarburífero
4
La Ley Nº 3058 define a zona tradicional como aquella
región con información geológica donde existe
producción de hidrocarburos. La zona no tradicional es
entonces la región no comprendida en la definición de
zona tradicional.
Hidrocarburos
8
Tomo 1
El Decreto Supremo Nº 1203 incrementó
nuevas áreas en el país tanto en la zona
tradicional como la no tradicional. El área
total de las primeras 56 áreas reservadas era
de 10.784.665 hectáreas, mientras que las 42
nuevas áreas reservadas cuentan con un área
de 11.380.007 hectáreas, haciendo un total
de 22.164.672 hectáreas en las 98 áreas
reservadas de interés hidrocarburífero.
Este año, mediante el DS N°2549 del
14/10/2015, se incrementaron las áreas
reservadas del país a 99 áreas en el país tanto
en la zona tradicional como la no tradicional
con una extensión total de 26.185.950
hectáreas.
La distribución departamental de las áreas
reservadas de YPFB se muestra en el Cuadro
Nº 2. De las 99 áreas, 45 se encuentran en la
zona tradicional y 54 se encuentran en la zona
no tradicional.
Cuadro 2 Distribución Departamental de
Áreas Reservadas de Interés Hidrocarburífero
Departamento
Número de Áreas
Chuquisaca
6
Cochabamba
5
La Paz
9
Oruro
4
Pando
3
Potosí
5
Santa Cruz
34
Tarija
15
Beni
1
Beni – Cochabamba
1
Beni-La Paz-Cochabamba
1
Chuquisaca-Santa Cruz
6
Chuquisaca – Tarija
5
Pando-La Paz-Beni
1
Santa Cruz-Cochabamba
1
Santa Cruz-Chuquisaca-Tarija
2
Total
99
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB).
2.3.4.
Nuevos Contratos de
Servicios Petroleros
Mediante Ley Nº 379 de 17/05/2013, la
Asamblea Legislativa Plurinacional aprobó el
contrato de servicios petroleros para la
exploración y explotación del área Azero, con
la Empresa Total E&P Bolivia y la Empresa GP
Exploración y Producción SL. Además,
mediante Ley Nº 380 de 17/05/2013, se
aprobó el contrato de servicios petroleros
para el área Sanandita con la Empresa Eastern
Petroleum & Gas S.A.
En la gestión 2013, se aprobaron los contratos
para el área Cedro con la Empresa
PETROBRAS Bolivia S.A, mediante Ley Nº 467
de 26/12/2013; para el área Huacareta con la
Empresa BG Bolivia Corporation (sucursal
Bolivia), mediante Ley Nº 468, 26/12/2013; y
finalmente para las áreas El Dorado Oeste,
San Miguel y Isarsama con la Empresa YPFB
Chaco S.A., mediante Ley Nº 469, Ley Nº 470
y Ley Nº 471, respectivamente, del
26/12/2013.
Por otro lado, en la gestión 2015 se aprobaron
los Contrato de Servicios Petroleros de las
áreas Carohuaicho 8A con YPFB CHACO S.A.,
mediante Ley Nº 670 de 09/04/2015;
Carohuaicho 8B, Carohuaicho 8C y Oriental
con YPFB CHACO S.A y YPFB ANDINA S.A.
mediante Leyes Nº 671 de 09/04/2015, Nº
762 de 27/11/2015 y Nº 672 de 09/04/2015;
y Carohuaicho 8D con YPFB ANDINA S.A.
mediante Ley Nº 683 de 30/04/2015.
Los nuevos Contratos de Servicios Petroleros
para la Exploración y Explotación de Áreas
Reservadas, establecen básicamente:
Para la actividad de exploración
- La ejecución de las operaciones de
exploración por parte del Titular del
período de exploración, a su exclusiva
cuenta y riesgo.
Hidrocarburos
9
Tomo 1
- El 100% de la inversión y el riesgo en el
período de exploración lo asume la
empresa.
- YPFB se encarga de la supervisión y
seguimiento a los trabajos en la etapa de
exploración bajo costos de
administración que le serán
compensados como participación directa
de YPFB a partir de la producción
comercial regular del campo.
Para la actividad de explotación
- La ejecución de las operaciones de
explotación será realizada a través de la
constitución de una Sociedad de
Economía Mixta (SAM).
- Una vez aprobada la declaratoria
comercial del campo por YPFB, el Titular
tiene la obligación de ceder el 100% de los
derechos y obligaciones del contrato a la
SAM conformada por YPFB en un 60% y al
Titular del período de exploración en un
40% de participación accionaria.
- La participación directa de YPFB se
determinará sobre la base de una fórmula
donde el porcentaje es producto de la
relación de los costos de administración
incurridos por YPFB en el mes sobre el
ingreso bruto del mismo mes.
- La aprobación de estos nuevos contratos
en la Asamblea Plurinacional está
orientada a incrementar las reservas de
hidrocarburos en el país, en el caso de
que las operaciones de exploración
tengan éxito. Una vez se apruebe la
declaratoria comercial del campo, con los
recursos de la comercialización efectiva
de los hidrocarburos producidos se
devolverán las inversiones realizadas en
el período de exploración, lo que
constituye un incentivo para que
operadores/socios privados inviertan en
exploración.
Como ya se ha mencionado, YPFB ha
continuado en la gestión 2014 con procesos
de negociación de Contratos de Servicios
Petroleros para la Exploración y Explotación
de Áreas Reservadas a favor de YPFB con
diferentes empresas petroleras.
2.3.5.
Industrialización de los
Hidrocarburos
Mediante el Decreto Supremo Nº 368 de
25/11/2009 se definen las atribuciones de la
Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos (EBIH). La EBIH es responsable
de cambiar el patrón primario exportador de
los hidrocarburos, desarrollando la
industrialización de hidrocarburos buscando
un mayor valor agregado, que abastezca con
prioridad la demanda de productos de
industrialización del mercado nacional y la
exportación de los excedentes, en el marco de
la Política Nacional de Hidrocarburos.
Entre las principales funciones de la EBIH está
desarrollar la industrialización de
hidrocarburos en el país a través de procesos
de transformación físicos y químicos del
petróleo y del gas natural en productos
básicos, intermedios y finales.
Posteriormente, mediante Decreto Supremo
Nº 384 de 16/12/2009, se modificó el Decreto
Supremo Nº 368, estableciendo a YPFB como
el encargado de instalar, implementar, poner
en marcha, operar y administrar plantas
separadoras y extractoras de licuables con el
fin de satisfacer al mercado interno y proveer
los componentes obtenidos del gas natural
como materia prima requerida por la EBIH
para su industrialización, en función de los
niveles de producción existentes y el precio
establecido en la normativa vigente.
Con la aprobación del Decreto Supremo Nº
922 de 29/06/2011, el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía encargó a YPFB
desarrollar los proyectos de industrialización
de hidrocarburos: Planta de Urea y Amoniaco
Hidrocarburos
10
Tomo 1
y los Complejos Petroquímicos de Etileno-
Polietileno.
Proyecto Plantas de Amoniaco y Urea de
Bulo Bulo
En el caso de la Planta de Urea y Amoniaco,
durante la gestión 2012 se suscribe el
contrató con la empresa Samsung
Engineering para la ejecución del Paquete de
Diseño de Procesos, Front End Engineering
Design, Ingeniería de Detalle, Procura,
Construcción, Puesta en Marcha, Operación y
Mantenimiento Asistido de las plantas. Con
esto se ha logrado un primer paso para el
ingreso de la era de la petroquímica en
Bolivia.
De acuerdo a dicho contrato, la construcción
y puesta en marcha del complejo
petroquímico de urea y amoniaco permitirá
producir 2.100 TMD de urea con un consumo
aproximado de 1,42 MM m3/día de gas
natural. Entre el 10% y 20% de dicha
producción será destinada al mercado interno
y el resto será para la exportación a mercados
potenciales, como Argentina y Brasil. La
construcción del complejo se realiza en la
localidad de Bulo Bulo, municipio de Entre
Ríos del Departamento de Cochabamba.
El proyecto de industrialización cuenta con
financiamiento autorizado por la Ley del
Presupuesto General del Estado, Ley Nº 211
de 23/12/2011, que autoriza a YPFB contraer
un crédito extraordinario de hasta Bs9.100
millones con el Banco Central de Bolivia, para
financiar proyectos de industrialización de
hidrocarburos. En este marco, el monto
solicitado por YPFB para el “Proyecto Urea y
Amoniaco Carrasco Cochabamba” contempla
un monto de Bs6.013 millones ($us876,5
millones), de acuerdo al contrato de
préstamo suscrito en septiembre de 2012.
El año 2015 el MHE realizó actividades de
evaluación, seguimiento y autorización de
desembolsos del Crédito otorgado por el BCB
a favor de YPFB para avanzar en la
construcción y puesta en marcha del Proyecto
Amoniaco - Urea.
Se espera que la puesta en marcha de la
Planta de Urea y Amoniaco genere alrededor
de 3.000 empleos directos e indirectos en las
etapas de construcción, producción,
distribución y comercialización en el mercado
nacional e internacional. Se prevé comenzar
a producir y exportar urea en el primer
semestre del año 2017.
Proyecto Complejos Petroquímicos de
Etileno-Polietileno
En el caso de la Planta de Etileno-Polietileno,
en diciembre de 2012 se suscribió un contrato
con la empresa italiana Tecnimont S.p.A. para
los estudios de ingeniería conceptual.
Posteriormente, se vio por conveniente
ampliar dicho estudio para incluir la
producción de propileno y polipropileno,
mediante una adenda firmada en abril del
2013.
En abril de 2014 se concluyó con el 100 % de
la elaboración de Ingeniera Conceptual del
Proyecto. Además, en esta gestión se
suscribió un contrato con la empresa
Tecnimont para la realización del Apoyo
estratégico FEL 2 (Tecnología y Temas de
Mercado, la Ingeniería Básica del Proyecto y
Owner’s Engineer del proyecto).
El año 2015 se concluyó con el Servicio de
Apoyo Estratégico Etapa FEL 2 para
Polipropileno y se comenzó con la Ingeniera
Básica y Extendida del proyecto.
La producción de polipropileno está orientada
a generar valor agregado a la producción de
propano obtenido durante los procesos de las
Plantas Separadoras de Líquidos.
Plantas Separadoras de Líquidos de Río
Grande
Hidrocarburos
11
Tomo 1
La Planta de Separación de Líquidos Río
Grande, constituye el primer paso para la
industrialización de los Hidrocarburos y la
misma se encuentra ubicada en el Municipio
Cabezas de la Provincia Cordillera del
departamento de Santa Cruz. La capacidad de
procesamiento de esta planta es de 200
millones de pies cúbicos por día (MMpcd) de
gas natural, con una capacidad máxima de
producción de GLP de 361 TMD,
aproximadamente 350 BPD de gasolina
natural y 195 BPD de Isopentano.
En julio de 2013 inició la producción de GLP y
hasta diciembre de 2013 alcanzó un promedio
de producción de 208,49 TM/día, lo que
permitió además de abastecer el total del
mercado interno, exportar 6.327 TM de GLP
pasando de ser un país importador de GLP, a
un país exportador. En el año 2014, la
producción de GLP de la PSL Río Grande
alcanzó un promedio de 329,67 TM/día.
En la gestión 2015 los volúmenes producidos
por esta PSL fueron: 120.789 TM de GLP,
162.824 BBL de Gasolina Estabilizada y 40.131
BBL de Gasolina Rica en Iso-Pentano.
Plantas Separadoras de Líquidos de Gran
Chaco
En el año 2015 entró en operación la Planta
de Separación de Líquidos de Gran Chaco
Carlos Villegas, ubicada en el municipio de
Yacuiba, provincia Gran Chaco del
departamento de Tarija. En agosto de 2015
inició oficialmente sus operaciones
comerciales con dos mercados asegurados
para el gas licuado de petróleo (GLP),
Paraguay y Perú.
Esta planta tiene una capacidad de
procesamiento de 32,2 millones de m3/día
5
Luego que terminó la primera Guerra Mundial, las
empresas petroleras norteamericanas de Rockefeller e
inglesas, conformaron un cártel petrolero constituido
por siete compañías conocidas como las “siete
hermanas”: Standard Oil de New Jersey, Standard de
para producir entre 2.156 a 3.144 Toneladas
Métricas por Día (TMD) de etano, 1.542 a
2.247 TMD de GLP, 716 a 1.044 BPD de
isopentano y 1.137 a 1.658 Barriles de
Petróleo por Día (BPD) de gasolina.
En el año 2015, aproximadamente el 27% de
la producción de GLP de las PSL fue destina al
mercado externo (Paraguay y Perú) y el resto
al mercado interno.
Planta de Gas Natural Licuado “GNL”
El proyecto de Gas Natural Licuado (GNL), que
incluye la construcción de una Planta de
Licuefacción en la localidad de Río Grande y
22 estaciones de regasificación en distintas
regiones de ese país, tiene un avance global
de 83,25% y se estima iniciar operaciones en
año 2016.
La inversión requerida del sistema de gas
virtual es de $us199,5 millones y beneficiará a
27 poblaciones rurales de Bolivia, donde es
difícil ingresar con gasoductos
convencionales.
2.3.6.
Estructura de Precios
de Hidrocarburos
La evolución y estructura de los precios de
hidrocarburos, se inicia desde la formación
del “cártel petrolero”
5
. A partir de ese
momento las tendencias de los precios tienen
una serie de sucesos históricos
Entre 1920 - 1970, los precios del barril de
petróleo se mantuvieron en un precio
promedio de 5 dólares. Luego, en 1973 con las
crisis petroleras de la OPEP el precio del
petróleo da un salto llegando a cotizaciones
entre 10 y 40 dólares.
New York, Gulf Oil, Texaco, Standard de California, y las
dos compañías inglesas Royal Dutch Shell y Anglo
Iranian Oil Co., (que posteriormente cambió de nombre
a British Petroleum).
Hidrocarburos
12
Tomo 1
Posteriormente, entre 1980 – 2003, se
experimentó una relativa estabilidad que se
da luego de un fuerte incremento de los
precios por encima de los 10 dólares,
principalmente entre los años 1973 y 1979.
Finalmente, a partir del 2004, el precio del
petróleo West Texas Intermediate (WTI) tiene
una tendencia creciente que llegó a un record
histórico de más de $us99 por barril a
mediados del 2008 y que en promedio ha
tenido un valor de $us93.26 en el 2014.
Sin embargo, en el año 2015, el precio del
barril de petróleo bajo a un promedio de
$us48,68 por barril, el precio más bajo
registrado desde el 2008.
2.3.7.
Precios en el mercado
interno
Con el Decreto Supremo Nº 27691 de
19/08/2004, se estabiliza el precio del
petróleo crudo en el mercado interno, donde
el precio de referencia es el promedio de los
últimos 365 días del WTI menos $us6,29 por
barril. Además se establece una banda de
precios donde se fija un precio máximo de
venta del crudo en $us27,11 por barril y un
precio mínimo de $us24,53 por barril. Debido
a la tendencia del precio internacional del
petróleo el precio vigente es el máximo.
La estabilización de precios del crudo para el
mercado interno se refleja en los precios de
los derivados cuyo comportamiento es
totalmente distinto al precio internacional
(Gráfico Nº 3). En el periodo comprendido
entre 1999 y 2015, el precio de la gasolina
especial ha variado de Bs2,97 a Bs3,74 por
litro, mientras que el precio del diésel oíl ha
variado de Bs3,02 a Bs3,72 por litro. El precio
del barril de petróleo WTI
6
es mucho más
volátil, experimentándose una tendencia al
alza a partir del 2001, pasando de $us19,39
por barril ese año a $us91,69 por barril el año
6
Precios WTI promedio de diciembre de cada año.
2007, lo que representa una tasa de
crecimiento de 373%. Posteriormente, en la
gestión 2008 el precio del barril de petróleo
cae a $us41,12 por barril, recuperándose el
2009 con un precio por barril de $us74,47,
llegando a $us97,63 por barril en el año 2013
(incremento del 31% respecto al 2009). Sin
embargo, en el año 2014 comienza una nueva
caída del precio internacional, alcanzando en
diciembre del 2015 a $us37,26 por barril.
Actualmente, el precio del crudo en el
mercado boliviano puesto en refinería sin IVA
se encuentra en el precio mínimo de la banda,
que es de $us27,11 por barril. Este precio se
utiliza para el cálculo de todos los precios de
los productos regulados con excepción del
GLP, a partir de su determinación como precio
de referencia al que se le deben añadir todos
los márgenes de la cadena de precios
incluyendo el margen de refinería. En este
sentido, el Decreto Supremo Nº 29768 de
29/10/2008, estableció un margen de
transportes diferente de $us1,45 por barril, y
el Decreto Supremo Nº 29777 de 05/11/2008
estableció un margen de refinación de
$us6,02 por barril y se definió una nueva
cadena de precios del GLP de Planta.
Los precios de gas natural para el mercado
interno se encuentran definidos entre una
banda de $us 2,90 MPC como nivel máximo y
un nivel mínimo de $us0,57 MPC,
dependiendo del sector de destino y la
normativa vigente en cada caso.
En el caso de los precios de compra de gas
natural para generación eléctrica, los precios
se diferencian de acuerdo al tipo de sistema
de generación. En el Sistema Interconectado
Nacional el precio del gas natural es igual a
$us1,30 MPC y para generadoras del Sistema
Aislado el precio varía entre $us1,05 MPC y
$us1,54 MPC.
Hidrocarburos
13
Tomo 1
El precio de compra de gas natural entregado
a las empresas distribuidoras en City Gate
(Puerta de Ciudad), para fines de uso en los
sectores residencial, comercial, industrial y
transporte vehicular, es de $us0,98 MPC. Sólo
en el caso de la Empresa Tarijeña del Gas
S.A.M. – Carapari, es de $us0,57 MPC.
Finalmente, los precios de compra de gas
natural para consumo propio del sector
hidrocarburos como combustible en
transporte es de $us1,01 MPC, para el uso
como combustible en las refinerías el precio
en punto de fiscalización es de $us0,90 MPC y
para las Plantas de Separación de Líquidos es
de $us2,90 MPC.
Gráfico 3 Evolución Anual del Precio del WTI y de los Derivados en Bolivia*
Fuente: U. S. Energy Information Administration y Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
*El precio WTI corresponde al precio promedio mensual de diciembre de cada año y el precio de los derivados
corresponde al promedio anual.
2.3.8.
Precios de Exportación
El precio para el contrato de exportación
hacia Brasil (GSA)
7
depende del promedio de
los precios diarios en el trimestre anterior de
tres Fuel Oils avaluados internacionalmente,
por lo que las variaciones del precio
7
El contrato de compra-venta de gas natural GSA entre
YPFB y Petrobras firmado en 1996 tiene una duración de
20 años, a partir de 1999 hasta 2019. Este contrato
establecía inicialmente el envío de 16 millones de
m3/día de gas natural, sin embargo, tras la firma de dos
internacional del barril de petróleo se reflejan
en el precio de exportación del gas natural. En
este sentido, mientras los precios del barril
tengan una tendencia creciente, el precio del
gas natural de exportación también tendrá
este comportamiento.
adendas se llegó a establecer el máximo volumen
contractual de venta de 30,08 millones de m3/día, que
actualmente se encuentra en vigencia.
42,39
2
3
4
5
6
7
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Bs./ Litro
$us/ Barril
WTI Diesel Oil Gasolina Especial
Hidrocarburos
14
Tomo 1
La fijación de precios en el contrato de
exportación de gas natural a Argentina es
similar a la estipulada en el Contrato GSA,
salvo que se toma en cuenta las cotizaciones
de Fuel Oíl y Diésel Oíl del semestre anterior.
Si bien los precios de exportación de gas
natural al Brasil y Argentina dependen del
comportamiento del precio del barril de
crudo, como se explicó anteriormente, el
hecho de ponderar una canasta de Fuels y
ajustarlos cada trimestre disminuye la
volatilidad del comportamiento que podría
mostrar este precio.
Los Cuadros Nº 3 y Nº 4 muestran la evolución
mensual de los precios de exportación de gas
natural al Brasil y Argentina. El precio
promedio anual de la exportación de gas
natural alcanzó el año 2015 $us5,69 y $us6,20
por MMBTU para Brasil y Argentina
respectivamente.
Cuadro 3 Precios de Exportación de Gas Natural a Brasil (En $us por MMBTU)
Mes
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Enero
2,14
1,75
1,98
2,21
2,41
3,71
4,09
5,55
5,66
5,59
6,35
8,6
9,09
8,79
7,23
Febrero
2,14
1,76
1,98
2,28
2,43
3,74
4,14
5,55
5,65
5,74
6,52
8,93
9,08
8,79
7,22
Marzo
2,14
1,70
1,98
2,31
2,45
3,75
4,13
5,55
5,64
5,71
6,48
9,01
9,09
8,78
7,23
Abril
1,99
1,67
2,25
2,25
2,63
3,97
3,98
6,04
4,48
5,93
7,2
9,42
9,11
8,76
5,90
Mayo
2,02
1,67
2,24
2,27
2,61
4,02
3,66
6,04
4,62
6,07
7,22
9,51
9,12
8,76
5,74
Junio
1,99
1,67
2,28
2,27
2,60
4,03
3,69
6,05
4,63
6,11
7,37
9,35
9,15
8,75
5,74
Julio
1,92
1,83
2,19
2,36
2,71
4,31
4,12
7,07
4,62
6,2
8,3
9,14
8,86
8,77
5,27
Agosto
1,95
1,83
2,17
2,37
2,75
4,33
4,12
7,07
4,57
6,23
8,31
9,09
8,86
8,78
5,27
Septiembre
1,92
1,84
2,18
2,36
2,75
4,36
4,16
7,05
4,53
6,23
8,3
9,38
8,87
8,60
5,27
Octubre
1,89
1,97
2,30
2,43
3,29
4,41
4,71
8,02
5,1
6,21
8,74
9,35
8,88
8,40
4,41
Noviembre
1,90
1,97
2,33
2,42
3,30
4,35
4,71
7,97
5,05
6,22
8,74
9,37
8,88
8,39
4,58
Diciembre
1,88
1,97
2,28
2,40
3,27
4,35
4,70
7,85
5,02
6,13
8,57
9,35
8,88
8,40
4,41
Promedio
Anual
1,99
1,80
2,18
2,33
2,76
4,11
4,19
6,65
4,96
6,03
7,68
9,21
8,99
8,66
5,69
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 2016.
Cuadro 4 Precios de Exportación de Gas Natural a la Argentina (En $us por MMBTU)
Mes
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Enero
2,08
3,32
5,00
6,98
7,84
6,99
7,60
10,62
10,59
10,16
8,35
Febrero
2,04
3,35
5,00
6,98
7,84
6,99
7,60
10,62
10,59
10,16
8,35
Marzo
2,06
3,37
5,00
6,98
7,84
6,99
7,60
10,62
10,59
10,16
8,35
Abril
2,24
3,58
4,56
7,80
4,58
7,37
8,77
11,08
10,51
10,14
6,08
Mayo
2,22
3,63
4,56
7,80
4,58
7,37
8,77
11,08
10,51
10,14
6,08
Junio
1,59
2,21
3,64
4,56
7,80
4,58
7,37
8,77
11,08
10,51
10,2
6,08
Julio
1,59
2,66
4,28
5,08
9,03
4,92
7,41
10,20
11,17
10,32
10,2
5,40
Agosto
1,59
2,70
4,84
5,08
9,03
4,92
7,41
10,20
11,17
10,32
10,2
5,40
Septiembre
1,59
2,72
5,00
5,08
9,03
4,92
7,41
10,20
11,17
10,32
10,2
5,40
Hidrocarburos
15
Tomo 1
Mes
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Octubre
1,59
3,19
5,00
6,01
10,35
6,16
7,33
10,73
10,78
10,11
9,91
4,99
Noviembre
1,59
3,19
5,00
6,01
10,35
6,16
7,33
10,73
10,78
10,11
9,91
4,99
Diciembre
1,59
3,17
5,00
6,01
10,35
6,16
7,33
10,73
10,78
10,11
9,91
4,99
Promedio
Anual
1,59
2,54
4,17
5,16
8,54
5,88
7,27
9,33
10,91
10,38
10,11
6,20
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 2016.
Gráfico 4 Evolución del Precio Promedio Anual del Gas Natural (En $us por MMBTU)
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
El Gráfico Nº 4 refleja claramente la tendencia
creciente de los precios de exportación tanto
a Brasil como a Argentina, mostrándose
además la elevada volatilidad que muestran
las cotizaciones del gas natural en el Henry
8
El Henry Hub es el mercado spot y de futuros de gas
natural más grande de los Estados Unidos. Muchos
intermediarios de gas natural también emplean el Henry
Hub como su punto de entrega física del contrato o su
precio de comparación para sus transacciones spot de
gas natural.
El precio spot del Henry Hub y el precio en la boca del
pozo reflejan las condiciones de suministro y demanda
para dos facetas distintas del mercado del gas natural.
El precio spot del Henry Hub se refiere a las
transacciones para entregas a realizar al día siguiente
que ocurren en la planta de tratamiento de gas de Henry
Hub
8
. La tasa de crecimiento del precio para
el periodo 2005–2015 en caso del Henry Hub
fue negativa (-70%), mientras que para el
mismo periodo, los precios de Brasil y
y está medido aguas abajo del pozo, después de que los
líquidos del gas natural han sido eliminados y el coste de
transporte ha sido incurrido (los líquidos de gas natural
son esencialmente los hidrocarburos que se pueden
extraer en forma líquida del gas natural tal como se
produce, típicamente etano, GLP y pentanos, aunque
habrá también algunos hidrocarburos pesados).
En contraste, el precio en la boca del pozo incluye el
valor de los líquidos del gas natural y se refiere a todas
las transacciones que ocurren en los Estados Unidos,
incluyendo los compromisos de compra de cualquier
duración.
8,66
5,49
10,11
6,20
4,39
2,63
0
2
4
6
8
10
12
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
$us/MMBTU
Precios de Exportación de Gas Natural al Brasil
Precios de Exportación de Gas Natural a la Argentina
Precios de Gas Natural Henry Hub
Hidrocarburos
16
Tomo 1
Argentina muestran un significativo
crecimiento, 99% y 144% respectivamente.
3. Marco Institucional y Legal
3.1. Estructura Institucional
Las instituciones a cargo del sector
hidrocarburos en Bolivia son: El Ministerio de
Hidrocarburos y Energía (MHE) como cabeza
de sector tiene las atribuciones de Formular,
evaluar y controlar el cumplimiento de la
Política Nacional de Hidrocarburos y normar
en el marco de su competencia, la adecuada
aplicación de la Ley; la Agencia Nacional de
Hidrocarburos (ANH) es responsable de
regular, controlar, supervisar y fiscalizar las
actividades de toda la cadena productiva
hasta la industrialización; YPFB como
empresa pública estratégica es el brazo
operativo del Estado, es la única facultada
para realizar las actividades de la cadena
productiva de hidrocarburos y su
comercialización; y la Empresa Boliviana de
Industrialización de Hidrocarburos (EBIH)
como empresa pública estratégica es
responsable de ejecutar, en representación
del Estado y dentro de su territorio, la
industrialización de los hidrocarburos.
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía
(MHE) es la Autoridad Competente que
elabora, promueve y supervisa las políticas
estatales energéticas en materia de
hidrocarburos y electricidad, está compuesto
por 4 viceministerios con direcciones
específicas:
- Viceministerio de Exploración y
Explotación de Hidrocarburos.
- Viceministerio de Industrialización,
Comercialización, Transporte y
almacenaje de Hidrocarburos.
- Viceministerio de Desarrollo
Energético.
- Viceministerio de Electricidad y
Energías Alternativas.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
es una institución autárquica de derecho
público, con autonomía de gestión
administrativa, técnica y económica, bajo
tuición del MHE, es responsable de regular,
controlar, supervisar y fiscalizar las
actividades de toda la cadena productiva
hasta la industrialización en el marco de la
política estatal de hidrocarburos conforme a
la Ley.
La ANH tiene entre sus atribuciones el velar
por el abastecimiento de los productos
derivados de los hidrocarburos, otorgar
autorizaciones y licencias, otorgar permisos
para la exportación e importación de
hidrocarburos, y aprobar los precios
regulados.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB) como empresa autárquica de derecho
público, inembargable, refundada a través de
la Ley N°3058 del 17/05/2005, cuyos
derechos y obligaciones son intransferibles,
bajo tuición del MHE, con personalidad
jurídica propia y autonomía de gestión
administrativa, técnica y económica, así como
de capital y patrimonio propio. YPFB tiene
derecho propietario sobre la totalidad de los
hidrocarburos, representa al Estado en la
ejecución de las actividades de toda la cadena
productiva y de comercialización, en la
suscripción de Contratos Petroleros, en la
conformación de asociaciones o sociedades
de economía mixta y en la operación y
ejecución de derechos de propiedad en
territorios de otros estados. Asimismo, YPFB
tiene la facultad de ser el único importador y
distribuidor mayorista en el país.
El Decreto Supremo Nº86 de 18/04/2009,
otorgó a YPFB el carácter de Empresa Pública
Nacional Estratégica (determinada en base a
la generación de excedentes económicos de
acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo), con
Hidrocarburos
17
Tomo 1
el objetivo de conferirle los mecanismos y
recursos humanos capaces para un efectivo y
adecuado alcance de sus objetivos.
La Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos (EBIH) es una empresa
autárquica de derecho público, con
autonomía de gestión administrativa, técnica
y económica, bajo tuición del MHE y de YPFB,
actúa en el marco de la política estatal de
hidrocarburos. Es la empresa responsable de
ejecutar, en representación del Estado y
dentro de su territorio la industrialización de
los hidrocarburos.
El Decreto Supremo Nº 368 de 25/11/2009
definió las funciones de la EBIH y estableció
que esta empresa es responsable de cambiar
el patrón primario exportador de los
hidrocarburos, desarrollando la
industrialización de hidrocarburos buscando
un mayor valor agregado, que abastezca con
prioridad la demanda de productos de
industrialización del mercado nacional y la
exportación de los excedentes.
3.2. Marco Legal
El 07 de febrero de 2009, con la promulgación
de la nueva Constitución Política del Estado
(CPE), se da inicio al proceso de consolidación
del nuevo Estado Plurinacional de Bolivia. El
texto constitucional determina que los
recursos naturales son estratégicos y de
interés público para el desarrollo del país y de
propiedad del pueblo boliviano.
Asimismo, la CPE garantiza que los
hidrocarburos son de propiedad inalienable e
imprescriptible del pueblo boliviano. El
Estado ejerce la propiedad de toda la
producción de hidrocarburos del país y de la
totalidad de ingresos percibidos por su
comercialización. Se reafirma la importancia
de YPFB como brazo operativo y
representativo del Estado en materia de
hidrocarburos.
Respecto a otras entidades del sector, el
Artículo 363 de la CPE dispuso la creación de
la Empresa Boliviana de Industrialización de
Hidrocarburos (EBIH) como empresa
autárquica de derecho público, bajo la tuición
del MHE y de YPFB, cuya principal función es
la industrialización de los hidrocarburos como
prioridad nacional.
La CPE en su Artículo 362, autoriza la
suscripción de contratos de prestación de
servicios, con empresas públicas, mixtas o
privadas, bolivianas o extranjeras, siempre
que no existan pérdidas para YPFB ni para el
Estado con la autorización y la aprobación de
la Asamblea Legislativa Plurinacional. La
conformación de sociedades de economía
mixta para realizar actividades de la cadena,
con participación accionaria de al menos 51%
del total del capital social es igualmente
permitida por la CPE (Art. 363).
De acuerdo a los Artículos 341, 353 y 368 de
la CPE, los beneficios provenientes de los
hidrocarburos (regalías e impuestos que se
pagan por explotación) se distribuirán
equitativamente dando participación
prioritaria a los departamentos productores
(regalía de 11% de su producción
departamental fiscalizada) y a los pueblos
indígenas originario campesinos. Por su parte,
la participación de los departamentos no
productores y del TGN es fijada mediante ley
especial.
La Ley Nº 3058 de 17/05/2005, Ley de
Hidrocarburos, norma las actividades
hidrocarburíferas, estableciendo los
principios y procedimientos fundamentales
que rigen en el país para el sector. En esta Ley
se establece la propiedad del Estado sobre los
hidrocarburos en Boca de Pozo. Se instruye la
refundación de YPFB otorgándole la
propiedad de las acciones en las empresas
petroleras capitalizadas.
El Decreto Supremo Nº 28701 de 01/05/2006,
de nacionalización, otorga a YPFB la potestad
Hidrocarburos
18
Tomo 1
de definir todas las condiciones de
comercialización de los hidrocarburos y tomar
el control de todas las actividades de la
cadena de los hidrocarburos. Asimismo, este
decreto dispone el establecimiento de un
nuevo marco contractual para las empresas
que operan en el upstream y la obligación de
éstas a adecuarse a ese nuevo marco en un
plazo de 180 días. Se establece la
transferencia a YPFB de las acciones de los
bolivianos en las tres empresas capitalizadas
del rubro administradas por el Fondo de
Capitalización Colectiva y la nacionalización
de las acciones necesarias para que la
empresa estatal tenga el control de un
mínimo de 50%+1. A partir de esa
disposición, se concreta la adquisición de las
acciones en las empresas Andina S.A. y Chaco
S.A. en exploración y explotación, así como
Transredes S.A. en la actividad de transporte,
Compañía Logística de Hidrocarburos de
Bolivia S.A. en almacenaje y Petrobras Bolivia
Refinación S.A. en refinación.
En la gestión 2015 las principales normas que
se promulgaron en el sector de hidrocarburos
son las siguientes:
Cuadro 5 Resumen de la Normativa promulgada en la gestión 2015
NORMA
RESUMEN
Ley N°670 de
09/04/2015
Aprueba el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área CAROHUAICHO 8A, ubicada en el Departamento de Santa
Cruz, con la empresa YPFB CHACO S.A.
Ley N°671 de
09/04/2015
Aprueba el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área CAROHUAICHO 8B, ubicada en el Departamento de Santa
Cruz, con las empresas YPFB CHACO S.A. y YPFB ANDINA S.A.
Ley N°672 de
09/04/2015
Aprueba el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área ORIENTAL, ubicada en el Departamento de Santa Cruz,
con las empresas YPFB CHACO S.A. y YPFB ANDINA S.A.
Ley N°683 de
30/04/2015
Aprueba el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área CAROHUAICHO 8D, ubicada en los Departamentos de
Santa Cruz y Chuquisaca, con la empresa YPFB ANDINA S.A.
Ley N°767 de
11/11/2015
Promueve las inversiones en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, mismas
que se declaran de interés nacional en todo el territorio del Estado Plurinacional de Bolivia.
Ley N°750 de
19/10/2015
Modificación al Contrato de Operación para el Área Camiri - Campo Camiri, suscrito el 28 de
octubre de 2006, aprobado mediante Ley Nº 3638, de 23 de abril de 2007.
Ley N°751 de
19/10/2015
Modificación al Contrato de Operación para el Área Guairuy - Campo Guairuy, suscrito el 28 de
octubre de 2006, aprobado mediante Ley Nº 3635, de 23 de abril de 2007.
Ley N°762 de
27/11/2015
Aprueba el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área Carohuaicho 8C, ubicado en el Departamento de Santa
Cruz, con las empresas YPFB CHACO S.A. y YPFB ANDINA S.A.
DS. N°2298 de
18/03/2015
Modifica y complementa el Reglamento de Consulta y Participación, en la convocatoria,
planificación, ejecución y concertación de Áreas Protegidas hidrocarburíferos con categoría 1 y
sobrepuestas a PIOs y Comunidades Campesinas.
Hidrocarburos
19
Tomo 1
NORMA
RESUMEN
DS. N°2366de
20/04/2015
Establece las medidas para el aprovechamiento de los recursos hidrocarburíferos en todo el
territorio nacional, vinculado a la reducción de la extrema pobreza en comunidades que habitan
las áreas protegidas y la gestión integral de los sistemas de vida.
DS. N°2571 de
28/10/2015
Aprueba el Reglamento Técnico y de Seguridad para el Servicio de Transporte de Gas Natural
Licuado – GNL.
Fuente: Gaceta Oficial del Estado Plurinacional de Bolivia (GOB).
Se destaca en la gestión 2015 la aprobación
de los Contratos de Servicios Petroleros para
la exploración y explotación de áreas
reservadas a favor de YPFB correspondiente a
CAROHUAYCHO 8A con la empresa YPFB
CHACO S.A.; CAROHUAYCHO 8B, con las
empresas YPFB CHACO S.A. y YPFB ANDINA y
el Área Oriental, con las empresas YPFB
CHACO S.A. y YPFB ANDINA S.A. ambas
ubicadas en el departamento de Santa Cruz,
las cuales coadyuvarán al incremento de las
reservas de hidrocarburos en el país en el
mediano plazo.
Mapa 2 Ubicación de Nuevos Contratos de
Servicios Petroleros
3.3. Régimen Económico e
Impositivo
La Ley Nº3058 dispone que el Estado retendrá
el 50% del valor de la producción de gas y
petróleo para lo cual se modificó el régimen
impositivo en el upstream con la creación del
Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y
la redistribución de las regalías. Además, se
crean incentivos fiscales a la industrialización
del gas natural, la instalación de redes de gas
natural y el cambio de la matriz energética. El
régimen impositivo para las actividades de
downstream mantiene la estructura anterior
a la Ley Nº 3058, con el Impuesto Especial a
los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD)
como principal impuesto.
3.4. Regalías y
Participaciones
Las regalías son una compensación
económica obligatoria pagadera al Estado por
la explotación de sus recursos naturales no
renovables. La base imponible de las regalías
es el valor de producción en punto de
fiscalización sobre el cual se grava un 18%. La
distribución de este porcentaje es la
siguiente: 11% corresponde a la regalía
departamental a favor del departamento
productor; 1% de regalía compensatoria a
favor de los departamentos de Beni y Pando;
y 6% que es la participación destinada al TGN.
Hidrocarburos
20
Tomo 1
De acuerdo al Decreto Supremo Nº 29528 de
23/04/2008, se establece el pago de Regalías
y Participación al Tesoro General de la Nación
dentro de los 90 días de finalizado el mes de
producción, sobre la base de los montos
determinados en el último Informe de
Liquidación de Regalías y Participación al
Tesoro General de la Nación emitido de
manera oficial por el Ministerio de
Hidrocarburos y Energía.
3.5. Impuesto Directo a los
Hidrocarburos (IDH)
El IDH se grava en la primera etapa de
comercialización de los hidrocarburos
producidos, y se aplica de manera directa no
progresiva sobre el valor de producción
medido en el punto de fiscalización. La
metodología de cálculo, la base imponible y el
sujeto pasivo son los mismos que para las
regalías.
Gráfico 5 Distribución del IDH
Fuente: Elaboración Propia en base a información del Ministerios de Hidrocarburos y Energía (MHE).
El Gráfico Nº 5 muestra la distribución del
IDH, con la modificación realizada por la Ley
Nº 3791 (de Renta Universal de Vejez), que
dispone que la Renta Universal de Vejez y
Gastos de Funerales se financiarán con el 30%
de los recursos percibidos del IDH, de las
prefecturas (ahora gobernaciones),
municipios, fondo indígena y el Tesoro
General de la Nación.
En ese marco, el TGN recibe solamente el 19%
del total, mientras que los municipios reciben
el 35%, las gobernaciones el 10%, las
9
Pudiendo la Administración Tributaria prorrogar este
plazo mediante Resolución Administrativa en casos
excepcionales en el marco de la Ley Nº 2492.
universidades el 6,9%, la renta dignidad el
25,6% y el fondo indígena el 3,5%.
De acuerdo al Decreto Supremo Nº 29528 de
23/04/2008 al igual que en el caso de las
Regalías y Participaciones, se establece el
pago mensual del IDH, dentro de los 90 días
de finalizado el mes de producción
consolidando al efecto del total de las
operaciones realizadas durante el mes objeto
de liquidación.
9
35,0%
25,6%
19,0%
10,0%
6,9%
3,5%
Municipios
Renta Dignidad
TGN
Gobernaciones
Universidades
Fondo Indígena
Hidrocarburos
21
Tomo 1
3.6. Estructura Impositiva
del Downstream
En el downstream, el IEHD es el impuesto más
importante por monto de recaudación. Este
impuesto fue creado con la Ley Nº 1606 de
22/12/1994 y modificado con la Ley Nº 2493
de 4/08/2003.
El sujeto pasivo de este impuesto es toda
persona natural o jurídica que comercialice
hidrocarburos o sus derivados y el hecho
imponible nace a la salida de la refinería. El
IEHD se grava con unas alícuotas específicas
(Bs/litro) que son establecidas por la ANH
para cada producto comercializado o
importado, y cuyo monto máximo se actualiza
anualmente de acuerdo al valor de la UFV (la
modificación de esta tasa máxima requiere de
una Ley). Las alícuotas específicas vigentes de
IEHD fueron modificadas mediante el Decreto
Supremo Nº 29777 de 5/11/2008 que
también modificó el margen de refinación.
Estas alícuotas están vigentes y se muestran
en el siguiente cuadro:
Cuadro 6 Alícuotas Específicas IEHD
Producto
Alícuota específica (Bs/litro)
Gasolina Especial
1,23
Gasolina Premium
2,18
Gasolina de Aviación
1,85
Kerosene
0,29
Jet Fuel Nacional
0,32
Jet Fuel Internacional
4,27
Diésel Oíl Nacional
1,25
Agro Fuel
0,62
Fuel Oil
0,39
Fuente: Decreto Supremo Nº29777.
Mediante Decreto Supremo Nº 748 de
26/12/2010, se establecieron nuevas
alícuotas del IEHD, con el objetivo de eliminar
el diferencial entre los precios de derivados
en el mercado interno y los precios en los
países limítrofes. Dado el impacto sobre la
economía popular que la medida implicaba, a
los pocos días, mediante Decreto Supremo Nº
759 de 31/12/2010, se abrogó el Decreto
Supremo Nº 748.
3.7. Subvención a Productos
Derivados
El diésel oíl es el combustible de mayor
demanda en el mercado interno, pasando de
854.475 m3 en 1999 a 1.792.500,30 m3 en
2015 (crecimiento del 110%). La demanda es
estacionaria de acuerdo al consumo del
sector transporte y la temporada de siembra
y/o cosecha en aquellas regiones del país
donde la agricultura forma parte de su
estructura económica y está cubierta
mediante la producción interna y la
importación de dicho combustible. En 2015,
el 38,43% del valor comercializado se efectuó
en el departamento de Santa Cruz.
El diésel oíl es producido en las refinerías de
YPFB Refinación S.A. y en la Refinería Oro
Negro. La producción promedio a junio de
2015 alcanzó 17.310 Bbl/día, volumen que
superó a la producción promedio del 2014 en
15,17%.
En promedio la importación de diésel oíl
durante el año 2015 fue de 373.069 Bbl/mes,
14% menor al promedio registrado en 2014.
El costo de la subvención al diésel oíl
importado crece cada año debido al
crecimiento de la demanda interna; el
Hidrocarburos
22
Tomo 1
producto es comprado a precios
internacionales y es vendido en territorio
nacional a precios inferiores al costo
10
.
La gasolina especial es el segundo
combustible de mayor consumo en el
mercado interno. En la gestión 2015 se
comercializó un promedio de 25.274 Bbl/día
superior en 9% a la gestión 2014. El mayor
consumo se registró en los departamentos de
Santa Cruz (33,04%),
La gasolina especial es el combustible de
mayor producción en el país, en 2015 se
alcanzó una producción promedio de 18.433
Bbl/día, el mes de mayor producción fue junio
alcanzando un promedio de 19.402 Bbl/día. El
total de la producción fue superior en 1,95%
en relación a la producción a junio de 2014.
En el caso del GLP, la producción en Plantas
durante el 2015, alcanzó un promedio de
505,49 Tm/día; la Planta de Separación de
Líquidos Río Grande, alcanzó un promedio de
producción de 11,42 Tm/día. Por otro lado, la
producción de GLP en refinerías alcanzó una
producción promedio de 284,89 Tm/día.
Por su parte, las ventas de GLP al mercado
interno fueron en promedio 888,95 Tm/día,
siendo el departamento de La Paz el
departamento con mayor consumo (300,05
Tm/día). El GLP dejó de importarse desde
diciembre de 2013.
Gracias a ampliaciones en las refinerías
Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell, se
ha incrementado la producción de diésel y
gasolina en el país, lo que hará que se reduzca
la subvención.
4. Desarrollo del Sector
4.1. El sector en la
economía
La participación del sector de hidrocarburos
en el PIB en el año 2015 fue de 4,8%. La
participación porcentual del rubro de
Petróleo Crudo y Gas Natural mantuvo una
tendencia creciente hasta el año 2005, para
bajar en los años siguientes por influencia de
la caída en el precio internacional del barril y
principalmente por la caída en la demanda
internacional; a partir de 2009 la participación
de los hidrocarburos en la economía retoma
importancia debido al aumento del precio
internacional del petróleo. En cuanto a la
participación porcentual del rubro de
Productos de Refinación del Petróleo, ésta se
ha reducido de 1,8% en 2005 a 1,1% en 2015,
similar a la gestión previa.
10
Mediante Decreto Supremo Nº 26917 de 14/01/2003
y Decreto Supremo Nº 26972 de 25/03/2003, se
establece el mecanismo de cálculo para el IEHD del
diésel oíl importado. En el Decreto Supremo Nº 26972
se autoriza al entonces Ministerio de Hacienda emitir
Notas de Crédito Fiscal Negociables (NOCRES) a través
del Viceministerio del Tesoro y Crédito Público, a favor
de las empresas importadoras de diésel oíl incluida
YPFB.
Hidrocarburos
23
Tomo 1
Gráfico 6 Participación del Sector en el PIB a Precios Corrientes (En Porcentaje)
Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE):
4.2. Inversiones en
Hidrocarburos
La inversión en exploración y explotación tuvo
un importante crecimiento entre 1995 y
1999
11
, mostrando a partir del año 2000 una
tendencia a la baja que se revierte a partir del
año 2008 (Gráfico Nº 7).
A partir de 2011, las inversiones en upstream,
concentradas principalmente en la actividad
de explotación se incrementaron hasta llegar
a un máximo de $us1.227 millones, registrado
en 2014. En el año 2015, las inversiones
petroleras han sido destinadas
fundamentalmente al desarrollo de campos,
de acuerdo a la planificación de YPFB
representan $us1.141 millones (Gráfico Nº 7).
11
Inversiones concentradas en la importación de
maquinaria y equipo y al reacondicionamiento de
instalaciones físicas en los campos.
3,2%
3,3%
3,4%
4,3%
6,0%
9,8%
6,4%
6,5%
5,7%
5,0%
5,2%
5,9%
7,3%
7,9%
7,2%
4,8%
2,1%
2,1%
2,1%
2,0%
2,0%
1,8%
1,6%
1,6%
1,5%
1,4%
1,2%
1,0%
1,0%
1,0%
1,0%
1,1%
0,0%
2,0%
4,0%
6,0%
8,0%
10,0%
12,0%
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Porcentaje
- Petróleo Crudo y Gas Natural - Productos de Refinación del Petróleo
Hidrocarburos
24
Tomo 1
Gráfico 7 Inversiones en Upstream (En millones de $us)
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Las inversiones ejecutadas en 2015 en todo el
sector alcanzaron los $us1.945 millones, de
las cuales el 34% fueron realizadas por las
empresas operadoras, el 34% por las
empresas subsidiarias, y el restante 33% fue
ejecutado por Casa Matriz. En este sentido, la
inversión en la Corporación el 2015 llegó a
$us1.293 millones (Casa Matriz y empresas
subsidiarias), monto superior en 6% al
registrado el 2014, que alcanzó a $us1.221
millones.
Cuadro 7 Inversión por tipo de Empresa
(En millones de $us)
Detalle
2012
2013
2014
2015
Casa Matriz
459
539
604
635
Empresas Subsidiarias
536
559
617
658
Empresas Operadoras
598
737
890
652
Total
1.593
1.835
2.111
1.945
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
En 2015, se encuentra en operación 56 pozos,
de los cuales 21 son pozos exploratorios (13
están concluidos y 8 están en ejecución) y 35
son pozos en desarrollo (25 pozos concluidos
y 13 en ejecución). Los nuevos pozos iniciados
este año son Dorado Oeste X1001 y Sam
Miguel X1 DST, ambos operados por YPFB
Chaco S.A.
1.227
1.141
-
200,0
400,0
600,0
800,0
1.000,0
1.200,0
1.400,0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Millones de Dólares
Exploración Explotación
Hidrocarburos
25
Tomo 1
Gráfico 8 Número de Pozos perforados
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) – Informe Vicepresidencia de Administración, Contratos y
Fiscalización. Cámara Boliviana de Hidrocarburos.
4.3. Impacto Fiscal del
Sector
El sector hidrocarburos aporta con una
fracción importante de los ingresos corrientes
de las operaciones consolidadas del Gobierno
General. Las recaudaciones impositivas por
Regalías, Impuesto Especial a los
Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD) e
Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH),
llegaron a representar el año 2015 el 25,1% de
los ingresos corrientes.
Las recaudaciones impositivas por
hidrocarburos sufrieron un decremento de
26% respecto el año 2014 debido
básicamente a la disminución de los ingresos
por exportación de gas natural. Los ingresos
que corresponden al IDH representaron el
2015 el 14% de los ingresos corrientes y
registraron un decremento de 5% respecto al
año previo (Gráfico Nº 9).
64
53
31
29
21
15
9
5
4
8
16
33
40
61
54
56
0
10
20
30
40
50
60
70
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Número de Pozos Perforados
Hidrocarburos
26
Tomo 1
Gráfico 9 Recaudaciones Impositivas por Regalías-IEHD-IDH del Sector Hidrocarburos
(En millones de Bs)
Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP).
La recuperación en la producción de
hidrocarburos en los años 2010-2015,
determinó el incremento de ingresos por
ventas de hidrocarburos y por lo tanto de las
recaudaciones impositivas, siendo el IDH y el
IEHD los impuestos más importantes por la
generación de ingresos en la actividad
hidrocarburífera (Gráfico Nº 9).
Las recaudaciones en el upstream,
representadas por la suma de Regalías e IDH,
se encuentran en función de los precios del
mercado externo y de las exportaciones de
gas natural, mientras que las recaudaciones
por el IEHD representativo del donwstream,
no están afectadas por las variaciones en el
precio internacional del petróleo, ya que los
precios de los derivados en el mercado
interno se encuentran regulados (Gráfico Nº
10).
0
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
80.000
90.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 (p)
Millones de Bs
Ingresos Corrientes IDH Impuestos Hidrocarburos Regalías IEHD
Hidrocarburos
27
Tomo 1
Gráfico 10 Recaudaciones de Upstream y Downstream (En millones de Bs)
Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP).
4.4. Producción de
hidrocarburos
En la gestión 2009, se realizó la adjudicación
para la cuantificación y certificación
correspondiente a las reservas de
hidrocarburos en Bolivia, actividad encargada
a la empresa norteamericana Ryder Scott
Company.
La empresa Ryder Scott Company certificó al
31/12/2009 9,9 TCF
12
de reservas probadas. El
dato oficial de reservas elaborado al
31/12/2013 por la empresa canadiense
Consultants GLJ, muestra un incremento de
9,94 TCF a 10,45 TCF en cuatro años (Gráfico
Nº 11).
La mayor cantidad de reservas probadas se
encuentra en los campos Sábalo (3,4 TCF),
Margarita-Huacaya (2,1 TCF) y San Alberto
(2,0 TCF).
12
De acuerdo a YPFB la variación de las reservas al
31/12/2009 respecto las certificaciones al 31/12/2004 y
31/12/2005, se deben a la aplicación de una nueva
metodología que habría evitado la sobrestimación de:
porosidad, valores promedio de saturación de gas,
valores de espesores netos y de los factores de
recuperación.
-
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
18.000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados
Impuesto Directo a los Hidrocarburos
Hidrocarburos
28
Tomo 1
Gráfico 11 Reservas Nacionales de Gas Natural
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
En cuanto a las reservas probadas de
petróleo, el año 1997 estas reservas fueron de
116,1 millones de barriles, reservas que
fueron aumentando a partir de ese año hasta
llegar al máximo de 486,1 millones de barriles
también el año 2003. La empresa Ryder Scott
Company certificó que al año 2009 las
reservas probadas de petróleo eran de 209,8
millones de barriles. Actualmente, el dato
oficial de reservas elaborado al 31/12/2013
por la empresa canadiense Consultants GLJ
certificó que las reservas de petróleo y
condensado se incrementaron de 209,8
millones de barriles a 211,45 millones de
barriles (Gráfico Nº 11).
La producción bruta de gas natural (Gráfico
Nº12), se ha incrementado en 280% entre
2000 y 2015, motivada por la vigencia de los
contratos de exportación a Brasil desde 1999
y posteriormente los contratos de
exportación a Argentina. En el año 2015 la
producción de gas natural alcanzó un
promedio de 59,17 millones de m3/día, cifra
4% inferior a la registrada el año 2014.
La producción de gas natural en 2015 fue
entregada en su totalidad a YPFB por las
diferentes empresas que operan los campos
bajo los contratos de operación, incluyendo
YPFB Chaco y YPFB Andina. Del total de la
producción fiscalizada de gas natural en 2015,
el 30,5% proviene del campo Sábalo, el 25,2%
del campo Margarita – Huacaya y el 15,2% del
campo San Alberto. Otros campos que
tuvieron una producción significativa fueron
Yapacaní e Itaú, representaron el 5,5% y 4,3%
del total respectivamente.
18,3
23,8
27,4
28,7
27,6
26,7
9,9
10,5
13,9
23,0
24,9
26,2
24,7
22,0
3,7
3,7
17,6
23,2
24,9
24,2
24,1
15,2
6,3
6,3
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2009 2013
TFC
PROBADAS PROBABLES POSIBLES
Hidrocarburos
29
Tomo 1
Gráfico 12 Producción Bruta de Petróleo y Gas Natural
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Respecto a la producción de petróleo,
condensado y gasolina natural, en el año 2015
se logró un total de 60,80 MBPD. La
producción fiscalizada de condensado en el
2015 representó el 73,1% de la producción
total de hidrocarburos líquidos; por otro lado,
la producción de petróleo representó el 7,2%
del total de líquidos producidos, en el mes de
enero alcanzó un máximo de 4,71 MBbl/día.
Asimismo, la producción de gasolina natural
representa el 19,7% de la producción total de
líquidos y alcanzó su mayor promedio
mensual en marzo con un volumen de 12,48
MBbl/día.
Los campos gasíferos que más aportan a la
producción total de hidrocarburos líquidos
son: Margarita-Huacaya, Sábalo y San
Alberto, debido a la producción de
condensado que está asociado al gas natural.
4.5. Demanda del Mercado
Interno
4.5.1.
Gas Natural
El consumo de gas natural en el mercado
interno, durante la gestión 2015, alcanzó un
promedio de 10,80 MMm3/día, el sector de
mayor consumo fue el sector de gas por
redes: Residencial, Comercial, Industrial y Gas
Natural Vehicular (GNV), con un consumo
promedio de 4,82 MMm3/día que equivale al
44,6%, seguido muy de cerca de Sector
Eléctrico con un promedio de 4,78 MMm3/día
que representa el 44,3% del total
comercializado, el resto le corresponde a los
Consumidores Directos y Otros con 1,19
MMm3/día lo que significa el 11,1% del total.
Las variaciones al alza del consumo de gas
natural en los últimos años se dieron por los
programas de gas domiciliar y conversión de
motores a GNV y la implementación de
nuevas termoeléctricas.
-
500
1.000
1.500
2.000
2.500
10.000
20.000
30.000
40.000
50.000
60.000
70.000
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
MMPCD
BDP
Petróleo/Condensado y Gasolina Natural BPD Gas Natural MMPCD
Hidrocarburos
30
Tomo 1
A través del Programa de Conversión de GNV
a cargo de la Entidad Ejecutora de Conversión
a GNV EEC-GNV, que tiene por objetivo el
convertir los vehículos que funcionan con
gasolina a GNV, así como la reposición y
recalificación de los cilindros de GNV, hasta
diciembre de 2015 se logró la conversión de
125.403 vehículos a GNV, donde el 85% de los
vehículos convertidos se encuentran
concentrados en los departamentos de La Paz
(30%), Santa Cruz (30%) y Cochabamba (25%).
Las transformaciones de vehículos efectuadas
los últimos años explican la importante
variación positiva en el consumo de GNV que
se observa desde el año 2008.
4.5.2.
Petróleo y sus
Derivados
El diésel oíl es el combustible de mayor
demanda en el mercado interno, durante la
gestión 2015 se comercializó 1.805.091
metros cúbicos. La comercialización de este
combustible se centra principalmente en el
departamento de Santa Cruz (37,26%), La Paz
(20,10%) y Cochabamba (16,54%),
representando estos tres departamentos el
74% del consumo total. Cabe resaltar, que la
demanda de diésel oíl, es de carácter
estacionario, incrementándose en épocas de
cosecha y a fin de año (por mayor movimiento
económico).
La gasolina para automotores es el segundo
combustible de mayor consumo en el
mercado interno, destinado al sector de
autotransporte, por lo que su incremento se
debe al crecimiento del parque automotor.
Durante la gestión 2015 se comercializaron
1.514.393 metros cúbicos, donde el mayor
consumo de este combustible está en los
departamentos de Santa Cruz y La Paz. En los
últimos diez años el crecimiento anual
promedio en la comercialización de gasolina
fue de 9%.
Cuadro 8 Comercialización de Derivados de Petróleo en el Mercado Interno (En metros cúbicos)
Año
Gasolina de Automotores
Diésel Oíl
GLP
1999
641.161
854.475
499.024
2000
582.070
768.947
486.487
2001
549.788
769.402
494.607
2002
533.858
798.093
534.342
2003
532.920
886.335
563.767
2004
555.271
985.582
605.324
2005
543.837
1.052.759
630.783
2006
596.037
1.157.492
657.724
2007
687.606
1.245.008
673.616
2008
828.333
1.186.846
672.233
2009
910.107
1.191.585
684.277
2010
1.004.680
1.330.593
697.594
2011
1.106.177
1.478.942
697.306
2012
1.188.991
1.603.463
707.026
2013
1.294.069
1.696.287
719.015
2014
1.404.510
1.838.852
728.775
2015
1.514.393
1.792.500
751.805
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
Hidrocarburos
31
Tomo 1
Por otro lado, el consumo de GLP mantuvo
una tasa de crecimiento sostenida desde 2000
tendiendo a la baja en los últimos años (2006-
2014), donde se registró una tasa de
crecimiento de 1,2% en promedio.
4.5.3.
Exportación de Gas
Natural
El valor de las exportaciones de hidrocarburos
en el año 2015 fue de $us4.031,8 millones, lo
que representa un 40% menos respecto al
2014, explicado principalmente por la caída
del valor de las exportaciones de gas natural.
La representatividad del sector dentro el
conjunto de exportaciones fue de 45%, muy
parecido al alcanzado el año 2011, donde las
exportaciones de hidrocarburos
representaron el 44% del total de las
exportaciones (Gráfico Nº 13).
Los ingresos relacionados con las ventas de
gas natural al mercado externo en relación a
los ingresos generados por el resto de los
productos que se exportan, demuestran la
importancia de los hidrocarburos en la
economía boliviana.
Gráfico 13 Participación de los hidrocarburos en las exportaciones
(Estructura porcentual)
Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE).
En el año 2015 el valor de las exportaciones
de gas natural representó el 42% del valor
total de exportaciones, mientras que el valor
de las exportaciones de otros hidrocarburos
representó aproximadamente 3%.
Durante el año 2015, Bolivia recaudó por
concepto de exportación de gas natural a
Brasil un total de $us3.2326,3 millones,
mientras que los ingresos del 2014 fueron de
$us3.724 millones (38% de reducción). El
promedio de los volúmenes de gas natural
facturado al Brasil el 2015, decreció en 1% en
relación a la gestión 2014; respecto al precio
en promedio hubo una caída de3 4% respecto
al 2014, (Gráfico Nº 14).
12%
22%
25%
30%
38%
49%
49%
47%
50%
37%
41%
44%
48%
0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Millones de dólares
Exportaciones Totales Gas Natural Otros Hidrocarburos (a)
53%
51%
45%
Hidrocarburos
32
Tomo 1
Gráfico 14 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural a Brasil, Volumen y Precio
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
En cuanto a Argentina, durante el año 2015
Bolivia recaudó por concepto de exportación
de gas natural un total de $us1.368 millones,
mientras que los ingresos del 2014 fueron de
$us2.236 millones (39% de reducción).
El volumen promedio de gas natural
facturado a la Argentina el 2015 fue mayor en
0,2% a lo facturado durante la gestión 2014,
en el marco del cumplimiento a la adenda del
contrato entre YPFB y ENARSA firmada en
marzo de 2010, donde se establece un
incremento en los volúmenes comprometidos
para el mercado argentino y considerando
además los volúmenes enviados bajo
contrato interrumpible (Gráfico Nº 15).
Gráfico 15 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural al Argentina, Volumen y Precio
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
7,00
8,00
9,00
10,00
0,00
5,00
10,00
15,00
20,00
25,00
30,00
35,00
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
$us/MMBTU
MMmcd
Volumen (MMmcd) Precio ($us por MMBTU)
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
$us/MmBTU
MMmcd
Volumen (MMmcd) Precio ($us por MMBTU)
Hidrocarburos
33
Tomo 1
Respecto al precio de exportación al
Argentina hubo una caída de 39% respecto al
2014, (Gráfico Nº 15).
Dado que la fórmula que define los precios de
exportación al Brasil y Argentina está en
función del precio de combustibles
internacionales ligados al precio del petróleo,
la caída del WTI durante la gestión 2015
ocasionó una caída de los precios de
exportación de ambos contratos.
5. Perspectivas
El sector de los hidrocarburos es estratégico
para el desarrollo del país, debido a que
constituye una de las principales fuentes de
ingresos económicos. Por ello, se requieren
inversiones importantes que permitan
enfrentar en el corto plazo actividades de
exploración, que incrementen las reservas de
hidrocarburos, a fin de aumentar la
producción y cumplir los compromisos de
exportación asumidos, el abastecimiento al
mercado interno y la consolidación del
proceso de industrialización, en el marco de la
estrategia de desarrollo del país.
Con este objetivo y para incrementar la
producción de gas natural y petróleo e
incorporar nuevas reservas, YPFB
Corporación y las empresas operadores
ejecutarán el Programa Anual de Inversiones
2016 con un monto estimado de $us2.400
millones. En el 2016 se buscará incrementar la
actividad exploratoria, con una inversión de
$us674 millones, mientras que la actividad de
explotación tendrá una inversión de $us742
millones.
Existen empresas petroleras interesadas en
realizar estudios en diferentes áreas
reservadas de interés hidrocarburífero, por lo
que se espera que estas áreas sean utilizadas
en los años siguientes en actividades de
exploración y explotación, a través de la firma
de Contratos de Servicios Petroleros.
Durante la gestión 2016 se espera iniciar con
la perforación de 17 pozos, de los cuales al
menos 11 serán concluidos. Por otra parte, se
tiene planificado realizar perforaciones en 16
pozos en desarrollo e intervenir 15 pozos con
el objetivo de obtener una producción
estimada de 58,65 millones de m3/día de gas
natural y de 62,28 MBPD de Crudo y
Condensado.
El desarrollo de los megacampos en
producción San Alberto y San Antonio
(Sábalo) y las inversiones relacionadas con
estos megacampos, permitirán garantizar el
contrato GSA con Brasil; mientras que el
desarrollo del Bloque Caipipendi y los campos
Margarita, Huacaya, Itaú en el Bloque XX y el
Bloque Ipati-Aquío, permitirán cumplir el
contrato y la adenda suscrita con Argentina.
Con estas intervenciones además se podrá
enfrentar la creciente demanda interna.
Se espera en la gestión 2016 ampliar la
capacidad de procesamiento de crudo,
alcanzado 64.800 BPD e incrementar la
producción de gasolina con la puesta en
marcha de la Unidad de Isomerización de
Gasolina Liviana en octubre 2015 y la nueva
unidad de Reformación Catalítica NURC en
noviembre 2016.
Se busca consolidar el cambio de la matriz
energética a través de las acciones de la
Entidad Ejecutora de Conversión de GNV,
dependiente del Ministerio de Hidrocarburos
y Energía. Este cambio de la matriz
energética, implica la conversión de miles de
vehículos del transporte público que utilizan
diésel y gasolina a Gas Natural Vehicular
(GNV), lo cual disminuirá la importación de
combustibles sustitos y los montos por
subvención. Asimismo, la expansión de las
redes de gas domiciliario y abastecimiento de
gas natural a través del sistema virtual,
permitirá el acceso a gas domiciliario en los
nueve departamentos del país con la inclusión
de Beni y Pando. En el marco de las políticas
Hidrocarburos
34
Tomo 1
de gobierno YPFB proyecta 80.000
instalaciones de gas domiciliario de las cuales
63.120 son instalaciones mediante red
convencional y 16.880 mediante red virtual.
Por otro lado, hasta el mes de julio de 2016 se
espera completar la puesta en marcha del
Proyecto de GLP Granel con la adquisición de:
camiones 6x2 para reparto y transporte de
GLP, un tanque remolque con capacidad de
56 m3 con equipo completo de reparto de
GLP, y tanques estacionarios de GLP a granel.
Un desafío para el sector es la consolidación
de los megaproyectos de industrialización:
Conclusión del 100% del IPC de Planta de
Gas Natural Licuado “GNL” en el segundo
semestre del 2016 incluyendo la
conclusión del 100% de la construcción y
montaje de ESRs en el segundo semestre
2015 y 100% de la Adquisición de
Cisternas y Regasificadores móviles en el
primer semestre del 2016.
Puesta en marche de la Planta de
Amoniaco-Urea en el año 2017.
Proyecto “Propileno-Polipropileno”,
conclusión del Servicio de Apoyo
Estratégico Etapa FEL 2 para Polipropileno
hasta mediados de 2016 y 50% de la
Ingeniera Básica y Extendida del proyecto
Propileno.
Proyecto de industrialización “Planta de
Tuberías y Accesorios para Redes de Gas
Natural – El Alto” a cargo de la EBIH a
finales del año 2016.
Hidrocarburos
35
Tomo
1
6. Referencias
Publicaciones:
EnergyPress (Varios Números).
Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Anuario Estadístico 2015.
Organización Latinoamericana de Energía. Informe de Estadísticas Energéticas 2011.
Petróleo y Gas (Varios Números). Cámara Boliviana de Hidrocarburos.
Reporte Energía (Varios Números).
UDAPE. Dossier de Estadísticas Sociales y Económicas Vol. 26. 2016.
YPFB. Boletín Estadístico 2015.
YPFB. Revisión de la Cuantificación y Certificación de Reservas de Hidrocarburos de Bolivia al
31/12/2009. Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización.
Páginas electrónicas consultadas:
Agencia Nacional de Hidrocarburos www.anh.gob.bo
Banco Central de Bolivia www.bcb.gob.bo
Cámara Boliviana de Hidrocarburos www.new.cbh.org.bo
Gaceta Oficial del Estado Plurinacional de Bolivia www.gacetaoficialdebolivia.gob.bo
Instituto Nacional de Estadística www.ine.gob.bo
Ministerio de Hidrocarburos y Energía www.hidrocarburos.gob.bo
St. Louis Federal Reserve
www.research.stlouisfed.org/fred2
/series/GASPRICE
Reporte Energía www.reporteenergia.com
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos www.ypfb.gob.bo
