TOMO I
HIDROCARBUROS
2016
1
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Según información del Instituto Nacional de Estadística, desde 2006 hasta 2016 la
actividad de hidrocarburos (incluyendo refinación de petróleo) aportó en promedio
con el 8,5% al PIB.
El sector de hidrocarburos es uno de los sectores que más contribuyen en la econo-
mía, 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 desarro-
llo 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.
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 del Estado, en nombre y represen-
tación del pueblo boliviano, ejerce la propiedad de toda la producción de hidrocarbu-
ros 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 comer-
cialización. 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 $us1.493,5 millones el
2016.
El valor de las exportaciones de hidrocarburos en el año 2016 fue de casi $us 2.198
millones, 45% menos que la gestión 2015. La representatividad del sector dentro del
conjunto de exportaciones fue de 30%.
El objetivo del presente trabajo es describir el desarrollo del sector hidrocarburos
para el año 2016. Para este efecto, el documento se encuentra desarrollado de la si-
guiente manera: Las secciones dos y tres describen la estructura del sector y el mar-
co 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.
1. Introducción
La acvidad
hidrocarburífera
aportó entre el
2006-2016 en pro-
medio con
8,5% al PIB
2. Descripción del Sector
Para la definición de la Política de Desarrollo Energético del Estado Plurinacional y
en el marco del Plan Nacional de Desarrollo, la Constitución Política del Estado Plu-
rinacional de Bolivia y las normas sectoriales vigentes del sector energético, se han
definido lineamentos estratégicos que deberán regir la actividad energética del país
(Cuadro Nº 1).
2
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Lineamentos
Estratégico
Política Objetivos Estratégicos
1. Soberanía ener-
gética
Garantizar y consolidar la soberanía
energética del Estado, ejerciendo a
nombre y en representación del Pue-
blo Boliviano la propiedad de los re-
cursos naturales y la administración
de sus rentas y beneficios.
Priorizar los intereses del Estado Plurina-
cional y su soberanía energética, sobre in-
tereses particulares, sectoriales o cualquier
forma de organización social.
Consolidar el aporte del sector energético
en materia de ingresos para la redistribu-
ción de los beneficios generados por la ex-
plotación de los recursos naturales energéti-
cos.
2. Seguridad ener-
gética
Alcanzar y garantizar la autosufi-
ciencia e independencia energética
para el abastecimiento del mercado
interno.
Incrementar la producción de hidrocarburos
bajo un marco económico y normativo ade-
cuado.
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 energéti-
cos (hidrocarburos, hídricos, eólicos, geotér-
micos y otros), para satisfacer el mercado
interno y exportar sus excedentes.
Desarrollar la infraestructura y logística,
en toda la cadena de hidrocarburos y elec-
tricidad, que asegure el suministro y abas-
tecimiento energético nacional y los compro-
misos de exportación.
Diversificar la matriz energética,
garantizando la producción, con el
uso sustentable y eficiente de los re-
cursos energéticos.
Sustituir y controlar el consumo de combus-
tibles líquidos subsidiados (Diésel Oíl, Ga-
solina y GLP).
Incentivar la inversión para el desarrollo de
la energía no convencional (geotérmica, bio-
masa, solar, eólica, etc).
Desarrollar el potencial hidroeléctrico del
país para garantizar la confiabilidad de su-
ministro eléctrico y la exportación.
3. Universalización
energética
Asegurar el acceso universal y equi-
tativo del suministro de gas natural
y electricidad.
Lograr la cobertura de gas natural urbano y
rural mediante sistemas de transporte tra-
dicional y virtual.
Desarrollar la infraestructura eléctrica pa-
ra lograr el acceso universal al servicio de
electricidad.
Cuadro 1 Lineamiento estratégicos Sector Hidrocarburos
3
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Lineamentos Es-
tratégico
Política Objetivos Estratégicos
4. Eficiencia ener-
gética
Fomentar y desarrollar el uso efi-
ciente 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 energé-
tica.
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. Industrializa-
ción
Desarrollar la industria de los recur-
sos 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 natura-
les energéticos a fin de obtener mayores
ingresos para el Estado.
Generar polos de desarrollo a través de pro-
yectos estratégicos e integrales de indus-
trialización.
6. Integración
Energética
Consolidar y ampliar los mercados
externos con los excedentes energéti-
cos, buscando complementariedad y
subsidiaridad económica a partir de
espacios de integración ampliados.
Lograr la participación de empresas estata-
les bolivianas en las unidades de negocio de
los mercados destino, producto de la expor-
tación de excedentes energéticos.
Pasar de mercados subregionales a merca-
dos energéticos regionales.
Garantizar la subsidiaridad económica que
consiga el mayor desarrollo del país.
7. Fortalecimiento
del Sector Ener-
gético
Reestructurar, consolidar y fortalecer
las instituciones y empresas públicas
del sector energético para el logro de
la nueva visión del país y de la políti-
ca energética.
Implantar un sistema de planificación inte-
gral del sector energético para asegurar el
logro de la política energética nacional.
Fortalecer la estructura institucional de
MH, YPFB, ENDE, EBIH, ANH y AE.
Aplicar principios de transparencia y rendi-
ción pública de cuentas en las instituciones
del sector energético.
Promover el desarrollo de la ciencia y la
tecnología.
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos.
2.1. Estructura del Sector
Para tener una mejor comprensión del funcionamiento del sector es importante co-
nocer su estructura. La industria petrolera se encuentra dividida en tres grandes
sectores: upstream, midstream y downstream (Ver Gráfico Nº 1 y Gráfico Nº 2).
4
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Gráfico 1 Estructura del Sector Hidrocarburos 2016 - Gas Natural
Gráfico 2 Estructura del Sector Hidrocarburos 2016 – Petróleo
Fuente: Elaboración Propia.
Fuente: Elaboración Propia.
2.2. El Upstream
Las actividades del upstream comprenden la exploración y producción (E&P) de yacimientos hidrocar-
buríferos, esto incluye las tareas de búsqueda de potenciales yacimientos de petróleo crudo y gas natu-
ral, 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 2016 se tienen vigentes 52 Contratos de Servicios Petroleros (Contratos de Operación)
para la exploración y explotación de hidrocarburos, suscritos por YPFB con empresas petroleras nacio-
nales y extranjeras
(1)
.
(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 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.
5
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Los operadores petroleros que durante la gestión 2016 han participado en estos con-
tratos del upstream fueron:
BG - Bolivia
Vintage Petroleum Boliviana
Petrobras Bolivia S.A.
Pluspetrol Bolivia Corporation S.A.
Petrobras Argentina S.A.
Matpetrol S.A.
Total E&P Bolivie
YPFB - Chaco S.A.
YPFB - Andina S.A.
Repsol E&P Bolivia S.A.
Gas To Liquids International S.A.
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 refinamien-
to del petróleo crudo y al procesamiento y purificación del gas natural así como tam-
bién la refinación, separación de líquidos, distribución, comercialización y almacena-
je de petróleo, gas y productos derivados, llegando hasta los 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
300oC y 400oC 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 Villa-
rroel, ambas multiproducto, de propiedad de YPFB Refinación S.A. Los productos
refinados más importantes por el nivel de producción son la gasolina especial, gaso-
lina premium, diésel oíl, crudo reconstituido, jet fuel, gasolina de aviación, gasolina
blanca, 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.
6
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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 Hidro-
carburos (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
(2)
El transporte de hidrocarburos se realiza a través de líneas de transporte conformadas por tuberías me-
tálicas denominadas ductos. El transporte de hidrocarburos por ductos en Bolivia se rige por el principio
de libre acceso, 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
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 empre-
sas 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 capaci-
dad de entrega en frontera de 32,85 millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día).
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 totali-
dad por la empresa YPFB Transporte S.A., propietaria de una red de aproximadamente 6.000 kilóme-
tros de oleoductos, gasoductos e instalaciones asociadas, proporcionando servicios de transporte de hi-
drocarburos para los productores. YPFB Transporte S.A. también opera y administra la terminal marí-
tima de exportación de petróleo ubicada en Arica-Chile. Con sus principales activos 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.
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 ga-
ses 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 parte por medio de poliductos para su pos-
terior comercialización.
(2) 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.
7
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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.
2.4. Áreas de Interés Hidrocarburíferas
Mediante Decreto Supremo Nº 29226 de 09/08/2007, se incorporaron 33 áreas reser-
vadas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB que se encuentran en Zonas Tra-
dicionales y Zonas No Tradicionales.
(3)
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 en ese año.
Asimismo, mediante Decreto Supremo Nº 1203 de 18/04/2012, se incorporaron 42
nuevas áreas reservadas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB, haciendo un
total de 98 áreas reservadas de interés hidrocarburífero en el año 2012.
El Decreto Supremo Nº 1203 incrementó nuevas áreas en el país tanto en la Zona
Tradicional como en Zona No Tradicional. El área total de las primeras 56 áreas
reservadas era de 10.784.665 hectáreas, mientras que las 42 nuevas áreas reserva-
das 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.
En el año 2015, mediante el DS N°2549 del 14 de octubre, se incrementaron las
áreas reservadas a 99 áreas en el país con una extensión total de 26.185.950 hectá-
reas.
Estas áreas reservadas se otorgan, conceden y adjudican a YPFB, para que la em-
presa 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. La distribución departamen-
tal de las áreas reservadas de YPFB se muestra en el Cuadro Nº 2. De las 100 áreas,
46 se encuentran en la Zona Tradicional y 54 se encuentran en la Zona No Tradicio-
nal.
Al 2015 se incre-
mentaron a 99
áreas reservadas en
todo el país
(3) 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.
8
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Mapa 1 Área de Interés Hidrocarburífero
Fuente: YPFB, 2017
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 16
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 100
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
9
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
2.5. 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 pe-
troleros 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 Hua-
careta 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 Isar-
sama 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.
Finalmente, en la gestión 2016 se autorizaron los Contratos de Servicios Petroleros
de las áreas: Charagua con la empresa YPF E&P Bolivia S.A. mediante Ley Nº 858
del 28/11/2016 y Aguaragüe Centro e Itacaray con la empresa YPFB Chaco S.A. me-
diante Leyes Nº 857 y Nº 859 de 27/11/2016.
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 perío-
do de exploración a su exclusiva cuenta y riesgo.
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 y al Titular del período de exploración.
En el 2016 se auto-
rizaron los Contratos
de Servicios Petrole-
ros de las áreas:
Charagua y Aguara-
güe Centro e Itaca-
ray
10
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
2.6. 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 ma-
yor valor agregado, que abastezca con prioridad la demanda de productos de industrialización del mer-
cado 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 produc-
tos 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 ad-
ministrar 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 norma-
tiva vigente.
Con la aprobación del Decreto Supremo Nº 922 de 29/06/2011, el Ministerio de Hidrocarburos encargó a
YPFB desarrollar los proyectos de industrialización de hidrocarburos: Planta de Urea y Amoniaco 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 em-
presa Samsung Engineering para la ejecución del Paquete de Diseño de Procesos, Front End Engi-
neering Design, Ingeniería de Detalle, Procura, Construcción, Puesta en Marcha, Operación y Manteni-
miento 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 Brasil y Argentina. La construcción del complejo se
realiza en la localidad de Bulo Bulo, municipio de Entre Ríos del Departamento de Cochabamba.
La participación directa de YPFB se determinará sobre la base de una fórmula donde el porcenta-
je 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 incremen-
tar las reservas de hidrocarburos en el país, en el caso de que las operaciones de exploración ten-
gan éxito. Una vez se apruebe la declaratoria comercial del campo, con los recursos de la comer-
cialización 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 invier-
tan en exploración.
Como ya se ha mencionado, YPFB ha continuado en la gestión 2014 con procesos de negociación de Con-
tratos de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas a favor de YPFB
con diferentes empresas petroleras.
11
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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 Amoniaco y Urea 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 MH 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.
Durante el año 2016, la construcción de la Planta de Amoniaco y Urea alcanzó un
avance del 98,6%, además se concluyó la construcción de ducto de alimentación de
gas para la Planta y se inició con la construcción de 250 vagones férreos y 500 con-
tenedores para el transporte de urea.
Se espera que la puesta en marcha de la Planta de Urea y Amoniaco genere alrede-
dor 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 segundo semestre del año 2017.
Proyecto Planta de Propileno y Polipropileno
En el caso de la producción de Etileno-Polietileno, en diciembre de 2012 se suscribió
un contrato con la empresa italiana Tecnimont S.p.A. para los estudios de ingenie-
ría 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 Concep-
tual del Proyecto. Además, en esta gestión se suscribió un contrato con la empresa
Tecnimont para la realización del Apoyo Estratégico en Tecnología y Temas de Mer-
cado, la Ingeniería Básica del Proyecto y Owner’s Engineer del proyecto.
En el año 2016, se inició mediante Licenciamiento y Estudios Oleflex el proceso de
deshidratación del propano proveniente de la corriente del GLP (Avance: 50%) y
mediante Estudios Spheripol el proceso de polimerización del Propileno para obten-
ción del polipropileno (Avance: 30%).
Hasta octubre de 2016 se recibieron ofertas para la contratación de la empresa que
construya la Planta de Propileno y Polipropileno, el proceso de contratación se en-
cuentra en etapa de evaluación de propuestas.
El complejo petroquímico será implementado en la provincia Gran Chaco del depar-
tamento de Tarija, la producción de Propileno y Polipropileno está orientada a gene-
rar valor agregado a la producción de propano obtenida durante los procesos de las
Plantas Separadoras de Líquidos.
Plantas Separadoras de Líquidos de Río Grande
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 Muni-
cipio Cabezas de la Provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz.
Con la construcción
de la Planta de
Amoniaco y Urea se
ha logrado un pri-
mer paso para el
ingreso de la era de
la petroquímica en
Bolivia.
12
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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 361 Toneladas Métricas por Día (TMD) de GLP,
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 GLP, pasan-
do de ser un país importador de GLP a un país exportador.
En el año 2016 la producción promedio alcanzó a 319 TMD de GLP, 340 Barriles de Petróleo por Día (BPD)
de gasolina y 109 BPD de Isopentano. En este año, el 51% de la producción de GLP de la Planta de Sepa-
ración de Líquidos Rio Grande fue destinada al mercado externo (Paraguay y Perú) y el resto al mercado
interno.
Plantas Separadoras de Líquidos de Gran Chaco Carlos Villegas
En el año 2015 entró en operación la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco Carlos Villegas, ubi-
cada 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 petró-
leo (GLP), Paraguay y Perú.
Esta planta tiene una capacidad de procesamiento de 32,2 MMm3/día de gas natural para producir entre
2.156 a 3.144 TMD de etano, 1.542 a 2.247 TMD de GLP, 716 a 1.044 BPD de isopentano y 1.137 a 1.658
BPD de gasolina.
En el año 2016, el 50% de la producción de GLP de la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco Carlos
Villegas fue destinada 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), fue puesto en marcha en el año 2016 en Santa Cruz, Provincia
Cabezas; incluye una Planta de Licuefacción con capacidad de producir hasta 210 TPD de GNL y de alma-
cenar hasta 1.260 TN de GNL, 22 estaciones satelitales de regasificación en distintas regiones de ese país
y 34 cisternas criogénicas para trasporte y 2 estaciones de regasificación móviles.
La inversión requerida para el sistema de gas natural virtual es de $us199,5 millones y beneficiará a 27
poblaciones rurales de Bolivia, donde es difícil ingresar con gasoductos convencionales.
2.7. Estructura de Precios de Hidrocarburos
La evolución y estructura de los precios de hidrocarburos se inicia desde la formación del
“cártel petrole-
ro”.
(4)
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 cotiza-
ciones entre 10 y 40 dólares.
Posteriormente, entre 1970 – 1980 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.
A partir de entonces, el precio del petróleo West Texas Intermediate (WTI) tiene una tendencia crecien-
te, que llegó a un record histórico de más de $us99,57 por barril en promedio en el año 2008. Sin embar-
go, en diciembre de 2008 el precio del barril de petróleo cae a $us41,12, recuperándose en el 2009 con un
precio promedio por barril de $us61,65.
(4) Luego que terminó la primera Guerra Mundial, las empresas petroleras norteamericanas de Rockefeller e inglesas, conformaron un cártel petro-
lero constituido por siete compañías conocidas como las “siete hermanas”: Standard Oil de New Jersey, Standard de 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).
13
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
A partir del 2009, el precio del petróleo WTI retoma la tendencia creciente, llegando
en promedio a $us97,11 por barril en el año 2013 (incremento del 53% respecto al
2009). Sin embargo, a partir del año 2014, el precio promedio del barril de petróleo
cae nuevamente.
En el año 2015, el precio promedio de por barril llegó a $us48,7 y aún peor, en el
año 2016 el precio bajó a un promedio de $us43.14 por barril (Gráfico Nº 3).
Gesón 2016, el pre-
cio de la gasolina es
de Bs3,74 por litro,
mientras que el pre-
cio del diésel oíl es
de Bs3,72 por litro
2.7.1. 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 últi-
mos 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 a la baja 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 pre-
cios de los derivados cuyo comportamiento es totalmente distinto al precio interna-
cional WTI (Gráfico Nº 3). En el periodo comprendido entre 1999 y 2016, 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.
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.
14
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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 refe-
rencia al que se le deben añadir todos los márgenes de la cadena de precios incluyendo el margen de refine-
ría. En este sentido, el Decreto Supremo Nº 29768 de 29/10/2008, estableció un margen de transportes dife-
rente de $us1,45 por barril, y el Decreto Supremo Nº 29777 de 05/11/2008 estableció un margen de refina-
ción 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
por mil pies cúbicos (MPC) como nivel máximo y un nivel mínimo de $us 0,57 por 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 $us 1,30 MPC y para generadoras del Sistema Aislado el precio varía entre $us 1,05 MPC y $us
1,54 MPC.
El precio de compra de gas natural entregado a las empresas distribuidoras en City Gate (Puerta de Ciu-
dad), para fines de uso en los sectores residencial, comercial, industrial y transporte vehicular, es de $us
0,98 MPC. Sólo en el caso de la Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. – Carapari, es de $us 0,57 MPC.
Finalmente, los precios de compra de gas natural para consumo propio del sector hidrocarburos como com-
bustible en transporte es de $us 1,01 MPC, para el uso como combustible en las refinerías el precio en pun-
to de fiscalización es de $us 0,90 MPC y para las Plantas de Separación de Líquidos es de $us 2,90 MPC.
2.7.2. Precios de Exportación
El precio para el contrato de exportación hacia Brasil (GSA)
(5)
depende del promedio de los precios dia-
rios en el trimestre anterior de tres Fuel Oils avaluados internacionalmente, por lo que las variaciones
del precio 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.
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 o semestre 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 2016
$us3,14 y $us3,52 por MMBTU para Brasil y Argentina respectivamente.
(5) 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 adendas se llegó a
establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 millones de m3/día, que actualmente se encuentra en vigencia.
15
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Cuadro 3 Precios de Exportación de Gas Natural a Brasil (En $us por
MMBTU)
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 2017.
Mes 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Enero 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 3,61
Febrero 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 3,61
Marzo 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 3,61
Abril 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 2,94
Mayo 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 2,80
Junio 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 2,81
Julio 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 2,91
Agosto 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 2,91
Sepembre 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 3,04
Octubre 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 3,20
Noviembre 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 3,18
Diciembre 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 3,05
Promedio
Anual
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 3,14
Mes 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Enero
2,08 3,32 5,00 6,98 7,84 6,99 7,60 10,62 10,59 10,16 8,35
3,89
Febrero
2,04 3,35 5,00 6,98 7,84 6,99 7,60 10,62 10,59 10,16 8,35
3,89
Marzo
2,06 3,37 5,00 6,98 7,84 6,99 7,60 10,62 10,59 10,16 8,35
3,89
Abril
2,24 3,58 4,56 7,80 4,58 7,37 8,77 11,08 10,51 10,14 6,08
3,07
Mayo
2,22 3,63 4,56 7,80 4,58 7,37 8,77 11,08 10,51 10,14 6,08
3,07
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
3,07
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
3,19
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
3,19
Sepembre
1,59 2,72 5,00 5,08 9,03 4,92 7,41 10,20 11,17 10,32 10,2 5,40
3,19
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
3,94
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
3,94
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
3,94
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 3,52
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 2017.
Cuadro 4 Precios de Exportación de Gas Natural a la Argentina (En $us
por MMBTU)
16
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Gráfico 4 Evolución del Precio Promedio Anual del Gas Natural (En $us
por MMBTU)
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), 2017.
El Gráfico Nº 4 refleja claramente la tendencia creciente de los precios de exporta-
ción tanto a Brasil como a Argentina, mostrándose además la elevada volatilidad
que muestran las cotizaciones del gas natural en el Henry Hub. Para el caso de los
precios internacionales Henry Hub
(6)
, la tasa de crecimiento para el periodo 2006-
2016 fue negativa (-63%), para el mismo periodo, los precios de Brasil y Argentina
muestran un decremento de 24% y 16% respectivamente.
(6) 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 y está medido aguas abajo del pozo, después de que los líquidos del gas natural han sido eliminados y el coste de trans-
porte 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
3. Marco Institucional y Legal
3.1. Estructura Institucional
Las instituciones a cargo del sector hidrocarburos en Bolivia son: El Ministerio de
Hidrocarburos (MH) como cabeza de sector, tiene las atribuciones de formular, eva-
luar 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 Nacio-
nal de Hidrocarburos (ANH) es responsable de regular, controlar, supervisar y fisca-
lizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización;
17
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
YPFB como empresa pública estratégica es el brazo operativo del Estado, es la única facultada para reali-
zar 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 ejecu-
tar, en representación del Estado y dentro de su territorio, la industrialización de los hidrocarburos.
El Ministerio de Hidrocarburos (MH) es la Autoridad Competente que elabora, promueve y supervisa las
políticas estatales energéticas en materia de hidrocarburos, está compuesto por 4 viceministerios con direc-
ciones específicas:
Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos.
Viceministerio de Industrialización, Comercialización, Transporte y almacenaje de Hidrocarburos.
Viceministerio de Planificación y Desarrollo Energético.
La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) es una institución autárquica de derecho público, con auto-
nomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo tuición del MH, es responsable de regular, con-
trolar, 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 hidro-
carburos, otorgar autorizaciones y licencias, otorgar permisos para la exportación e importación de hidro-
carburos, y aprobar los precios regulados.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) como empresa autárquica de derecho público, inem-
bargable, refundada a través de la Ley N°3058 del 17/05/2005, cuyos derechos y obligaciones son intransfe-
ribles, bajo tuición del MH, con personalidad jurídica propia y autonomía de gestión administrativa, técni-
ca 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 socie-
dades de economía mixta y en la operación y ejecución de derechos de propiedad en territorios de otros es-
tados. 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 Estraté-
gica (determinada en base a la generación de excedentes económicos de acuerdo al Plan Nacional de Desa-
rrollo), con el objetivo de conferirle los mecanismos y recursos humanos capaces para un efectivo y adecua-
do alcance de sus objetivos.
La Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) es una empresa autárquica de dere-
cho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo tuición del MH y de YPFB,
actúa en el marco de la política estatal de hidrocarburos. Es la empresa responsable de ejecutar, en repre-
sentación 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 industriali-
zación 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 7 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 deter-
mina que los recursos naturales son estratégicos y de interés público para el desarrollo del país y de propie-
dad del pueblo boliviano.
18
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Asimismo, la CPE garantiza que los hidrocarburos son de propiedad inalienable e
imprescriptible del pueblo boliviano. El Estado ejerce la propiedad de toda la pro-
ducción de hidrocarburos del país y de la totalidad de ingresos percibidos por su co-
mercialización. Se reafirma la importancia de YPFB como brazo operativo y repre-
sentativo del Estado en materia de hidrocarburos.
Respecto a otras entidades del sector, el Artículo 363 de la nueva CPE dispuso la
creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH)
como empresa autárquica de derecho público, bajo la tuición del MH 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, siem-
pre que no existan pérdidas para YPFB ni para el Estado con la autorización y la
aprobación de la Asamblea Legislativa Plurinacional. La conformación de socieda-
des de economía mixta para realizar actividades de la cadena, con participación ac-
cionaria para YPFB de al menos 51% del total del capital social es igualmente per-
mitida 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 distribui-
rán equitativamente dando participación prioritaria a los departamentos producto-
res (regalía de 11% de su producción departamental fiscalizada) y a los pueblos in-
dígenas 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 hidro-
carburíferas, 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 de definir todas las condiciones de comercialización de los hidrocarburos y
tomar el control de todas las actividades de la cadena de los hidrocarburos. Asimis-
mo, 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 nue-
vo marco en un plazo de 180 días. Se establece la transferencia a YPFB de las accio-
nes 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 acti-
vidad de transporte, Compañía Logística de Hidrocarburos de Bolivia S.A. en alma-
cenaje y Petrobras Bolivia Refinación S.A. en refinación.
En la gestión 2016 las principales normas que se promulgaron en el sector de hidro-
carburos son las siguientes:
La Constución Polí-
ca del Estado (CPE)
garanza que los
hidrocarburos son
de propiedad inalie-
nable e imprescrip-
ble del pueblo boli-
viano.
19
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Se destaca en la gestión 2016 la autorización de los Contratos de Servicios Petroleros para la exploración y
explotación de áreas reservadas a favor de YPFB correspondiente a las áreas Aguarague Centro e Itacaray
con la empresa YPFB Chaco S.A. y al área Charagua, con la empresa YPF E&P Bolivia S.A., dichos contra-
tos coadyuvarán al incremento de las reservas de hidrocarburos en el país en el mediano plazo.
Cuadro 5 Resumen de la Normativa promulgada en la gestión 2016
NORMA RESUMEN
Ley N° 792
30/03/2016
Aprueba la modicación al Contrato de Operación para el Área Aquio, suscrito el 28/10/2006 y aprobado median-
te Ley N° 3671 de 23/04/2007.
Ley N° 793
30/03/2016
Aprueba la modicación al Contrato de Operación para el Área Ipa, suscrito el 27/10/2006 y aprobado mediante
Ley N° 3650 de 23/04/2007.
Ley N° 857
28/11/2016
Autoriza a YPFB suscribir el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área Aguarague Centro, ubicada en el Departamento de Tarija, con la empre-
sa YPFB Chaco S.A.
Ley N° 858
28/11/2016
Autoriza a YPFB suscribir el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área Charagua, ubicada en el Departamento de Santa Cruz, con la empresa
YPF E&P Bolivia S.A.
Ley N° 859
28/11/2016
Autoriza a YPFB suscribir el Contrato de Servicios Petroleros para la Exploración y Explotación de Áreas Reservadas
a favor de YPFB, correspondiente al Área Itacaray, ubicada en el Departamento de Chuquisaca, con la empresa
YPFB Chaco S.A.
Ley N° 878
23/12/2016
Aprueba la modicación al Contrato de Operación para el Área Tararenda, Campo Tararenda, suscrito el 28 de
octubre de 2006, y aprobado mediante Ley Nº 3638 de 23 de abril de 2007.
D.S. N° 2717
06/04/2016
Modica el Costo total anual de transportes diferentes aprobado por el Decreto Supremo Nº 29768 de
29/10/2008.
D.S. N° 2741
27/04/2016
Modica y complementa el Reglamento de calidad de carburantes y el Reglamento de lubricantes, aprobados por
el Decreto Supremo Nº 1499 de 20/02/2013.
D.S. N° 2782
01/06/2016
Modicar el Reglamento del régimen de precios del Gas Natural Vehicular (GNV) aprobado mediante Decreto
Supremo N° 29629 de 02/07/2008.
D.S. N° 2797
08/06/2016
Establece los mecanismos de control, supervisión y scalización de la comercialización del combusble de aviación
Jet Fuel A-1 Nacional y Jet Fuel A-1 Internacional a precios legalmente establecidos.
D.S. N° 2830
06/07/2016
Reglamento de la Ley N° 767 de 11/12/2015, Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación
Hidrocarburífera.
D.S. N° 2863
03/08/2016
Modica y complementa los lineamientos para determinar el precio de gas natural para uso en gas li y el uliza-
do en planta de extracción de licuables aprobado por el Decreto Supremo Nº 29510 de 09/04/2008.
Fuente: Gaceta Oficial del Estado Plurinacional de Bolivia (GOB).
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 Hidrocar-
buros (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 im-
positivo para las actividades de downstream mantiene la estructura anterior a la Ley Nº3058, con el Im-
puesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD) como principal impuesto.
20
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Las regalías son una compensación económica obligatoria pagadera al Estado por la
explotación de sus recursos naturales no renovables. La base imponible de las rega-
lías 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.
De acuerdo al Decreto Supremo Nº 29528 de 23/04/2008, se establece el pago de Re-
galías y Participación al Tesoro General de la Nación dentro de los 90 días de finali-
zado 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.
Las regalías son una
compensación eco-
nómica obligatoria
pagadera al Estado
por la explotación
de sus recursos na-
turales no renova-
bles.
3.4. Regalías y Participaciones
El IDH se grava en la primera etapa de comercialización de los hidrocarburos pro-
ducidos, 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.
3.5. Impuesto Directo a los Hidrocarburos
Gráfico 5 Distribución del IDH
Fuente: Elaboración Propia en base a información del Ministerios de Hidrocarburos (MH).
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 Teso-
ro General de la Nación.
21
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
En ese marco, el TGN recibe solamente el 19% del total, mientras que los municipios reciben el 35%, las
gobernaciones el 10%, las 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 Participa-
ciones, se establece el pago mensual del IDH, dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción con-
solidando al efecto del total de las operaciones realizadas durante el mes objeto de liquidación.
(7)
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
1.812.479 m3 en 2016 (crecimiento del 112%). La demanda es estacionaria de acuerdo al consumo del sec-
tor transporte y la temporada de siembra y/o cosecha en aquellas regiones del país donde la agricultura
forma parte de su estructura económica. En 2016, el 39% del valor comercializado se efectuó en el departa-
mento de Santa Cruz.
Producto
Alícuota especíca
(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 4,24
Diésel Oíl Nacional 1,25
Agro Fuel 0,62
Fuel Oil 0,39
Cuadro 6 Alícuotas Específicas IEHD
Fuente: Decretos Supremos Nº29777 y N° 2797
Mediante Decreto Supremo Nº 748 de 26/12/2010, se establecieron nuevas alícuotas del IEHD, con el objeti-
vo 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.
(7) Pudiendo la Administración Tributaria prorrogar este plazo mediante Resolución Administrativa en casos excepcionales en el marco de la Ley Nº
2492.
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 específi-
cas (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 requie-
re 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:
22
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
La demanda del diésel oíl en Bolivia está cubierta mediante la producción interna y
la importación de dicho combustible.
El diésel oíl es producido en las refinerías de YPFB Refinación S.A. y en la Refinería
Oro Negro. La producción de 2016 fue de 5.821 MBbl, 8% menos que el año 2015, en
el que la producción alcanzó los 6.323 MBbl.
Por otro lado, se incrementó en 12% la importación de diésel oíl, de 4.952 MBbl en
el año 2015 a 5.548 MBbl, este es el resultado de la caída del precio de este combus-
tible a nivel internacional, por lo que a pesar del incremento de los volúmenes im-
portados respecto al año 2015, en la gestión 2016 el costo de la subvención al diésel
oíl importado fue menor en 3%.
La gasolina especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado
interno. En la gestión 2016 se comercializó 10.353 MBbl superior en 9% a la gestión
2014. El mayor consumo se registró en los departamentos de Santa Cruz y La Paz
(34% y 27%),
La gasolina especial es el combustible de mayor producción en el país, en 2016 se
alcanzó una producción de 8.848, 28% superior respecto a la producción de 2015.
Gracias a ampliaciones en las refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder
Bell, se ha incrementado la producción de diésel y gasolina en el país.
En el caso del GLP, la producción actual viene de 3 diferentes fuentes: Plantas de
Desarrollo, Refinerías y Plantas Separadoras de Líquidos. En la gestión 2016, la
producción de GLP proveniente de Plantas fue de 113 mil toneladas métricas
(MTm), lo que representa el 21% de la producción total de este combustible; La pro-
ducción de GLP en refinerías alcanzó los 139 MTm, 26% de la producción nacional;
Por otro lado, las plantas separadoras de líquidos, alcanzaron una producción de
291 MTm, más de la mitad del total producido en Bolivia (54%).
Con la puesta en marcha de las plantas separadoras de líquidos, la producción total
de GLP del año 2016 se incrementó en un 27% respecto al año 2015.
Por su parte, en el 2016 las ventas de GLP al mercado interno fueron en 462 MTm;
siendo el departamento de Santa Cruz el departamento con mayor consumo (31%).
El GLP dejó de ser importado en Bolivia desde diciembre de 2013, actualmente la
producción de este combustible sobrepasa la demanda interna, y el excedente es
exportado a Perú y Paraguay.
La gasolina especial
es el combusble de
mayor producción
en el país
La participación del sector de hidrocarburos en el PIB en el año 2016 fue de 4,2%,
menor que la registrada en el año 2015, 5,8%. Este efecto se debe principalmente a
la caída de los precios internacionales; pero, además este año se han registrado me-
nores ingresos por una menor producción de hidrocarburos.
4. Desarrollo del Sector
4.1. El sector en la economía
23
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
En general la participación del sector de hidrocarburos en el PIB mantuvo una tendencia creciente hasta el
año 2005, entre los años 2006 y 2009, esta tendencia cae por por influencia de la caída en el precio interna-
cional del barril de petróleo y principalmente por la caída en la demanda internacional de gas natural
(Cuadro N° 6); a partir del año 2010, la participación de los hidrocarburos en la economía retoma impor-
tancia debido al aumento de los precios.
Sin embargo, a partir del último trimestre de 2014 una nueva caída del precio internacional del petróleo
provocó nuevamente una disminución de la participación del sector hidrocarburífero en el PIB. A partir del
año 2015, el efecto de los precios explica la en su totalidad la contracción de esta actividad.
En el año 2016, se observa en el PIB del Sector Hidrocarburos, que además del efecto precios por la caída
de los precios internacionales del petróleo, se tiene una variación negativa por el efecto volumen explicada
por la disminución en las cantidades de gas exportado.
4.2. Inversiones en Hidrocarburos
Las inversiones en exploración y explotación mostraron 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 explotación y desarrollo de
campos, se incrementaron hasta llegar a un máximo de $us1.227 millones en 2014. En el año 2016, más del
45% de las inversiones petroleras fueron destinadas a la exploración de nuevas áreas y de acuerdo a la In-
formación de YPFB representan casi $us1.130 millones (Gráfico Nº 7).
Fuente: Elaboración propia con datos del INE
Gráfico 6 Crecimiento del PIB Nominal del Sector Hidrocarburífero: Efectos
Precio y Volumen
(En puntos porcentuales)
24
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Por su parte, las inversiones totales en 2016 ejecutadas en todo el sector, alcanza-
ron los $us1.493 millones, de las cuales el 28% fueron realizadas por las empresas
operadoras, el 38% por las empresas subsidiarias, y el restante 34% fue ejecutado
por Casa Matriz. En este sentido, la inversión en la Corporación el 2016 llegó a
$us1.079 millones (Casa Matriz y empresas subsidiarias), monto 17% menor al re-
gistrado el 2015, que alcanzó un total de $us1.293 millones .
Las inversiones tota-
les en 2016 ejecuta-
das en todo el sec-
tor, alcanzaron los
$us1.493 millones
El sector hidrocarburos aporta con una fracción importante de los ingresos corrien-
tes de las operaciones consolidadas del Gobierno General. Las recaudaciones impo-
sitivas por Regalías, Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados (IEHD)
e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), llegaron a representar el año 2016 el
17,8% de los ingresos corrientes.
Las recaudaciones impositivas por hidrocarburos del año 2016 sufrieron un decre-
mento de 37% respecto el año 2015 debido básicamente a la disminución de los in-
gresos por exportación de gas natural. Los ingresos que corresponden al IDH repre-
sentaron el 2016 el 8% de los ingresos corrientes, lo que representa un decremento
de 44% respecto al año previo (Gráfico N° 9).
4.3. Impacto Fiscal del Sector
Gráfico 7 Inversiones en Upstream (En millones de $us)
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Detalle 2012 2013 2014 2015 2016
Casa Matriz 459 539 604 658 508
Empresas Subsidiarias 536 559
617 635 571
Empresas Operadoras 598 737
890 652 414
Total 1.593 1.835 2.111 1.945 1.493
Cuadro 7 Inversión por tipo de Empresa
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
25
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
La recuperación en la producción de hidrocarburos en los años 2010-2014 determinó el incremento de in-
gresos 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; Sin
embargo, a partir del 2015 debido a la caída de los precios internacionales de hidrocarburos, los ingresos
por recaudaciones impositivas caen drásticamente (Gráfico N° 10).
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 internacio-
nal del petróleo, ya que los precios de los derivados en el mercado interno se encuentran regulados (Gráfico
Nº 10).
Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP).
Gráfico 9 Recaudaciones Impositivas por Regalías-IEHD-IDH del Sector Hidrocar-
buros
(En millones de Bs)
Gráfico 10 Recaudaciones de Upstream y Downstream (En millones de Bs)
Fuente: Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP).
26
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: 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.
Al 31/12/2009, la empresa Ryder Scott Company certificó 9,9 TCF
(8)
de reservas pro-
badas. El dato oficial de reservas elaborado al 31/12/2013 por la empresa canadien-
se 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).
La mayor candad
de reservas proba-
das se encuentra en
los campos Sábalo,
Margarita-Huacaya
y San Alberto .
En cuanto a las reservas probadas de petróleo, el año 1997 estas reservas fueron de
116,1 MMBbl, reservas que fueron aumentando a partir de ese año hasta llegar al
máximo de 486,1 MMBbl también el año 2003. La empresa Ryder Scott Company
certificó que al año 2009 las reservas probadas de petróleo eran de 209,8 MMBbl.
Actualmente, el dato oficial de reservas elaborado al 31/12/2013 por la empresa ca-
nadiense Consultants GLJ certificó que las reservas de petróleo y condensado se
incrementaron a 211,5 MMBbl.
La producción fiscalizada de gas natural se ha incrementado en 263% entre 2000 y
2016, motivada por la vigencia de los contratos de exportación a Brasil desde 1999 y
posteriormente los contratos de exportación a Argentina. En el año 2016 la produc-
ción fiscalizada de gas natural alcanzó un promedio de 56,6 MMm3/día, cifra 4%
inferior a la registrada el año 2015 (Gráfico Nº12).
La producción fiscalizada de gas natural en 2016 fue entregada en su totalidad a
YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo los contratos de ope-
ración. Del total de la producción de gas natural en 2016, el 32% proviene del campo
Margarita - Huacaya, el 28% del campo Sábalo y el 11% del campo San Alberto.
Otros campos que tuvieron una producción significativa fueron Yapacaní y Río
Grande, representando el 6% y 3% del total respectivamente.
Gráfico 11 Reservas Nacionales de Gas Natural
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
4.4. Producción de hidrocarburos
(8) 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:
27
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Respecto a la producción de petróleo, condensado y gasolina natural, en el año 2016 se logró un total de
56,6 MBPD, cifra 7% inferior a la registrada el año 2015 (Gráfico Nº12). La producción fiscalizada de con-
densado y petróleo en el 2016 representó el 80% de la producción total de hidrocarburos líquidos; asimismo,
la producción de gasolina natural representa el 20% de la producción total.
Los campos gasíferos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son campo Margari-
ta - Huacaya (43%), Sábalo (25%) y San Alberto (7%), esto debido a la producción de condensado que está
asociado al gas natural.
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Gráfico 12 Producción Fiscalizada de Petróleo y 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 2016, alcanzó un promedio de 12,2
MMm3/día, el sector de mayor consumo fue el sector de Generación Eléctrica con un consumo promedio de
5,85 MMm3/día que equivale al 48%, seguido por el sector Gas por Redes: Residencial, Comercial, Indus-
trial y Gas Natural Vehicular (GNV), con un consumo promedio de 4,92 MMm3/día que equivale al 40%, el
resto le corresponde a los Consumidores Directos y Otros con 1,45 MMm3/día lo que representa el 12% del
total consumido.
El incremento del consumo de gas natural en los últimos años se dio principalmente por los programas de
gas domiciliar y conversión de motores a GNV y la implementación de nuevas termoeléctricas.
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 repo-
sición y recalificación de los cilindros de GNV, se logró la conversión de 147.032 vehículos a GNV y la reca-
lificación 76.639 de cilindros entre 2000 y 2016. Por otra parte, se realizaron 223.576 conversiones de
vehículos a GNV por parte de privados, haciendo un total de 359.516 vehículos convertidos hasta el año
2016 en Bolivia. El 83% de las conversiones de vehículos GNV corresponden a los departamentos de Santa
Cruz (31%), Cochabamba (29%) y La Paz (23%).
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.
28
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
El diésel oíl es el combustible de mayor demanda en el mercado interno, durante la
gestión 2016 se comercializó 1.812.478,6 m3. La comercialización de este combusti-
ble se centra principalmente en los departamentos de Santa Cruz (39%), La Paz
(17%) y Cochabamba (17%), representando en total 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, en los últimos 10 años el crecimiento anual promedio en la comer-
cialización de gasolina fue de 11% destinado principalmente al sector de autotrans-
porte, por lo que su incremento se debe al crecimiento del parque automotor en es-
tos años. Durante la gestión 2016 se comercializó en Bolivia 1.650.478 m3 de gasoli-
na para automotores, el mayor consumo de este combustible está en los departa-
mentos de Santa Cruz (34%), La Paz (27%) y Cochabamba (15%), representando en
total el 76% del consumo total.
Por otro lado, el consumo de GLP mantuvo una tasa de crecimiento sostenida en el
mercado interno, entre el año 2006 y 2016, donde se registró una tasa de crecimien-
to de 1,6% en promedio.
La gasolina para au-
tomotores es el se-
gundo combusble
de mayor consumo
en el mercado in-
terno.
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH).
4.5.2. Petróleo y sus Derivados
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
2016 1.650.477 1.812.479 769.635
29
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
En el año 2016 el valor de las exportaciones de gas natural representó el 28% del valor total de exporta-
ciones, mientras que el valor de las exportaciones de otros hidrocarburos representó aproximadamente 2%.
Durante el año 2016, Bolivia recaudó por concepto de exportación de gas natural a Brasil un total de
$us1.203,9 millones, mientras que los ingresos del 2015 fueron de $us2.326,3 millones (48% de reducción).
A pesar de la Cláusula del Contrato del “Take or Pay”, los volúmenes promedio de gas natural facturado al
Brasil el 2016, decrecieron en 12% con relación a la gestión 2015; respecto al precio en promedio hubo una
caída de 45% respecto al 2015, (Gráfico Nº 14).
4.5.3. Exportación de Gas Natural
Fuente: Instituto Nacional de Estadística (INE).
Gráfico 13 Participación de los hidrocarburos en las exportaciones
(Estructura porcentual)
El valor de las exportaciones de hidrocarburos en el año 2016 fue de $us1.950 millones, lo que representa
un 47% menos respecto al 2015, explicado principalmente por la caída del valor de las exportaciones de gas
natural. La representatividad del sector dentro el conjunto de exportaciones fue de 30% (Gráfico Nº 13).
Los ingresos relacionados con las ventas de gas natural al mercado externo en relación a los ingresos gene-
rados por el resto de los productos que se exportan demuestran la importancia de los hidrocarburos en la
economía boliviana.
30
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Gracias a la exporta-
ción a Argenna, el
2016 Bolivia recau-
dó por concepto de
exportación de gas
natural un total de
$us 746,1 millones
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Gráfico 14 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural a
Brasil, Volumen y Precio
En cuanto a Argentina, durante el año 2016 Bolivia recaudó por concepto de expor-
tación de gas natural un total de $us 746,1 millones, mientras que los ingresos del
2015 fueron de $us1.367,7 millones (45% de reducción).
El volumen promedio de gas natural facturado a la Argentina el 2016 decreció en
2% respecto a lo facturado durante la gestión 2015, a pesar de lo establecido en 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 argen-
tino; respecto al precio de exportación al Argentina a hubo una caída de 42% respec-
to al 2015 (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 2016 ocasionó una caída de los precios de ex-
portación de ambos contratos.
Fuente: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
Gráfico 15 Evolución de las Exportaciones de Gas Natural al
Argentina, Volumen y Precio
31
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
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 mer-
cado 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 2017 con un
monto estimado de $us1.876 millones. En el 2017 se buscará incrementar la actividad exploratoria, con
una inversión de $us692 millones, mientras que la actividad de explotación tendrá una inversión de
$us452 millones.
Existen empresas petroleras interesadas en realizar estudios en diferentes áreas reservadas de interés hi-
drocarburífero, 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 2017 se espera iniciar con la perforación de 18 pozos, de los cuales al menos 10 serán
concluidos; Además se espera llevar a cabo 12 Estudios Sísmicos 2D y 3D y 11 Estudios de Geología Y Geo-
física con el objetivo de incrementar las reservas de gas natural a través de la optimización de los proyectos
exploratorios de YPFB Corporación, iniciar un segundo impulso exploratorio en base a identificación de
nuevos prospectos y ampliación de la frontera exploratoria.
Por otra parte, se tiene planificado realizar perforaciones en 23 pozos en desarrollo, de los cuales 21 esta-
rán concluidos; Además se espera la intervención de 8 pozos y la conclusión de los siguientes proyectos en
Campos y en Plantas:
Sistema compresión Sábalo,
Sistema disposición de aguas en Margarita-Huacaya,
Construcción líneas de producción para Margarita y Caigua,
Conexión al YABOG del campo Incahuasi,
Obras complementarias para el campo Incahuasi.
Las inversiones relacionadas con estos megacampos, permitirán garantizar el contrato GSA con Brasil,
ampliar el contrato con Argentina y enfrentar la creciente demanda interna.
Por otro lado, se espera en la gestión 2017 garantizar la continuidad operativa en el transporte de gas na-
tural y líquidos, tanto en el mercado interno como al mercado externo con los siguientes proyectos:
Avance en la construcción del Gasoducto Incahuasi – Cochabamba,
Expansión Gasoducto Sucre – Potosí,
Estación de Compresión Parapeti.
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. Este cambio de la matriz energética,
implica la conversión de miles de vehículos del transporte público que utilizan diésel y gasolina a Gas Na-
tural Vehicular (GNV), lo cual disminuirá la importación de combustibles sustitos y los montos por subven-
ción.
5. Perspectivas
32
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Asimismo, la expansión de las redes de gas domiciliario y el abastecimiento de gas
natural a través del sistema virtual permitirán el acceso a gas domiciliario en los
nueve departamentos del país con la inclusión de Beni y Pando. En el marco de las
políticas 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, en la gestión 2017 se espera ampliar la comercialización de combusti-
bles en el mercado interno para lo cual se espera concluir con los siguientes proyec-
tos:
Construcción de Estaciones de Servicio (EESS) en zonas con
GNL.
Construcción de EESS de Líquidos y GNV.
Remodelación y adecuación de Plantas de Engarrafado de
GLP.
Inversiones en Aeroplantas a Cargo de YPFB Aviación
En el 2017 el desafío para el sector es la consolidación de los megaproyectos de in-
dustrialización:
Conclusión del 100% del IPC de Planta de Amoniaco-Urea en
el segundo semestre del 2017.
Ampliación de nuevas Estaciones de Servicio de Regasifica-
ción y Adquisición de Cisternas y Regasificadores móviles
que permita beneficiar a nuevas poblaciones del Gas Natural
Licuado “GNL”
Proyecto “Propileno-Polipropileno”, conclusión del Servicio de
Apoyo Estratégico Etapa FEL 2 para Polipropileno hasta me-
diados de 2016 y 50% de la Ingeniera Básica y Extendida del
proyecto Propileno.
Proyecto de industrialización “Planta de Tuberías y Acceso-
rios para Redes de Gas Natural – El Alto” a cargo de la
EBIH.
YPFB proyecta
80.000 instalacio-
nes de gas domici-
liario de las cuales
63.120 son instala-
ciones mediante red
convencional y
16.880 mediante red
virtual
33
INFORMACIÓN AL 2016
TOMO I: HIDROCARBUROS
Publicaciones:
EnergyPress (Varios Números).
Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Anuario Estadístico 2016.
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. 23. 2013.
ANH: Anuario Estadístico 2016.
Páginas electrónicas consultadas:
Agencia Nacional de Hidrocarburos www.anh.gob.bo/
Agencia Internacional de Energía www.iea.org/statistics/
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 www.hidrocarburos.gob.bo
Reporte Energía www.reporteenergia.com
US Energy Information Administration - EIA www.eia.gov/
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos www.ypfb.gob.bo/es/
6. Referencias
