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Memorias institucional de YPBF 2013, interesante para el analisis de datos produccion
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Memoria Institucional 2013
Ing. Juan José Sosa SorucoMinistro de Hidrocarburos y Energía
Ing. Eduardo Alarcón ArenasViceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos
Ing. Álvaro Arnez PradoViceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje
Ing. Hortensia Jiménez RiveraViceministra de Electricidad y Energías Alternativas
Lic. Franklin Molina OrtizViceministro de Desarrollo Energético
Junio, 2014La Paz – Bolivia
Depósito Legal: 4 - 1 - 285 - 14 P.O.
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ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
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Evo Morales AymaPRIMER PRESIDENTE CONSTITUCIONAL
DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
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Alvaro García LineraVICEPRESIDENTE DEL ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA
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Juan José Hernando Sosa SorucoMINISTRO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA
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Avanzamos en la Industrialización
Las y los bolivianos hemos sido testigos de uno de los hechos históricos más importantes para el futuro de nuestra patria, cuando el “1ro de mayo de 2006” a la cabeza del hermano Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia Evo Morales, se Nacionalizan los Hidrocar-buros y de esta manera se recupera y empieza administrar “nuestros” recursos naturales, se transforma la economía y se acaba el Estado mendigo.
Enmarcados en la misma política “recuperar la administración de nuestros servicios básicos para y en bien de las y los bolivianos”, el 1ro de mayo de 2010 se Nacionaliza también el sector eléctrico, para cubrir la demanda de miles de ciudadanos que en aun “no contaban con este servicio humano”, fundamental para el desarrollo de las comunidades.
Han pasado un poco más de ocho años, desde la primera Nacionalización y cuatro de se-gunda, “corto tiempo” y ya podemos mostrar grandes resultados al pueblo boliviano. Más de 22 mil millones de dólares es lo que el país ha percibido de renta hidrocarburífera gracias a la nacionalización y que hoy nos permite trabajar en la “Industrialización”.
La gran tarea de responsabilidad que tenemos las autoridades, las y los bolivianos con nuestro presente y las futuras generaciones, es “trabajar en la industrialización” de los hidrocarburos, energía, minería y otros que nos permitan convertirnos en un referente in-dustrial, donde se aprovechen las materias primas y no solo se las exporten.
La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, la Termoeléctrica del Sur, la Planta de Amoniaco Urea, entre otros emprendimientos son muestra de que en Bolivia se hace gestión con obras, decisiones políticas, económicas, sociales y sobre todo gran ejemplo de trabajo que nos da día a día el hermano Presidente Evo y el hermano Vicepresidente Álvaro García, siempre con el apoyo del Gabinete de Ministros, los diferentes poderes e institu-ciones del Estado, las empresas, los trabajadores y fundamentalmente el apoyo y la fuerza
Presentación
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de las organizaciones sociales, organizaciones campesinas, pueblos originarios – hombres y mujeres, que además defienden este proceso cambio.
Como Ministro de Hidrocarburos y Energía del Estado, tengo el grato honor de pre-sentarles la tercera “Memoria de Gestión 2013” de esta cartera de Estado, documento que recoge información valiosa con total transparencia y muestra los resultados del trabajo de personas, instituciones, empresas y entidades y nos obliga a volvernos a comprometer con el Presidente del Estado, el proceso de cambio, nuestro pueblo y nuestras futuras generaciones
Ing. Juan José Hernando Sosa SorucoMinistro de Hidrocarburos y Energía
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Subestación Termoeléctrica del Sur, en el municipio de Yacuiba - Tarija.
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Mandatos, Competencias y Organización
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Contenido Pág.
Mandatos, Competencias y Organización ........17Misión .......................................................................... 19Visión ........................................................................... 19Mandato legal .............................................................. 19Organización ............................................................... 20La estructura del sector energético ............................. 22
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El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) del Órgano Ejecu-tivo del Estado Plurinacional de Bolivia, tiene establecidas sus com-petencias y atribuciones en el Decreto Supremo Nº 29894 de 7 de febrero de 2009, siendo responsable de proponer y dirigir la Política Energética del País, promover su desarrollo integral, sustentable y equitativo y garantizar la soberanía energética, en el marco de la Constitución Política del Estado y el Plan Nacional de Desarrollo.
Misión
Somos una Entidad pública estratégica para el desarrollo del Estado Plurinacional, que formula y evalúa las políticas, normas y planes para el sector energético, con la finalidad de garantizar la eficiencia, seguridad y soberanía energética, contribuyendo al vivir bien de las bolivianas y los bolivianos, en el marco de un desarrollo equitativo y sustentable.
Mandatos, Competencias y Organización
Visión
Somos la Entidad cabeza de sector que consolida la institucionali-dad sectorial, que garantiza el desarrollo del potencial de los re-cursos naturales, para la seguridad energética, la industrialización y la universalización, contribuyendo al desarrollo sustentable del Estado Plurinacional.
Mandato legal
- Constitución Política del Estado.- Plan Nacional de Desarrollo Decreto Supremo Nº 29272.- Estrategia Boliviana de Hidrocarburos.- Decreto Supremo Nº 29894, de fecha 07 de febrero de 2009.- Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y sus Reglamentos.
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- Decreto Supremo de Nacionalización de los hidrocarburos “Hé-roes del Chaco” Nº 28701.
- Ley de Electricidad Nº 1604 y sus Reglamentos.- Ley SIRESE Nº 1600.- Ley 1333 del Medio Ambiente y sus Reglamentos Generales.- Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos.- Ley 2042 de administración presupuestaria.- Decreto Supremo Nº 29850, de 10 de diciembre de 2008. Plan
Nacional para la Igualdad de Oportunidades.- Decreto Supremo Nº 29851, de 10 de diciembre de 2008. Plan Na-
cional de Acción de Derechos Humanos Bolivia Digna para Vivir Bien.
- Decreto Supremo N° 0214, de 22 de julio de 2009. Política Na-cional de Transparencia y Lucha contra la Corrupción.
Organización
Su estructura organizacional comprende cuatro viceministerios, once direcciones generales y para operar e implementar políticas y programas estratégicos de desarrollo ejerce tuición sobre las sigu-ientes entidades:
i) Instituciones Públicas Desconcentradas
• Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad (PEVD)• Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular (EEC-
GNV)
ii) Instituciones Públicas Autárquicas
• Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE)• Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
iii) Entidades Públicas Estratégicas
• Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Corporación• Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) Corporación • Empresa Boliviana de Industrialización (EBIH) • Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS)
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3OrganigramaMINISTRO DE HIDROCARBUROS
Y ENERGÍA
Jefe de Gabinete UNIDAD DE COMUNICACIÓN
Asesor Técnico en Hidrocarburos Asesor Experto Resolución de Conflictos
UNIDAD DE TRANSPARENCIA
Viceministerio de Desarrollo
Energético
Viceministerio de Industrialización, Comercialización,
Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos
Viceministerio de Electricidad
y Energías Alternativas
Viceministerio de Exploración
y Explotación de Hidrocarburos
Dirección General de
Asuntos Jurídicos
Dirección General de
Planificación
Dirección General de
Asuntos Administrativos
Dirección General de
Gestión Socio Ambiental
Dirección General de Electricidad
Dirección General de Energías
Alternativas
Dirección General de Control y
Fiscalización
Dirección General de
Exploración y Explotación de Hidrocarburos
Dirección General de
Industrialización y Refinación
Dirección General de
Comercialización, Transporte y Almacenaje
Dirección General de
Planificación e Integración Energética
UNIDAD DE AUDITORIA INTERNA
ANH
Agencia Nacional de
Hidrocarburos
AE
Autoridad de Fiscalización y Control, Social de Electricidad
IDTR - KFW
EUROSOLAR
Unidad Financiera
Unidad de Recursos
Humanos y Administrativos
Unidad de Análisis Jurídico
Unidad de Gestión Jurídica
Unidad de Análisis, Càlculo
de Ingresos y Recaudaciones
de Hidrocarburos
Unidad de Normas y Control
Técnico de Exploraciòn y Explotación de Hidrocarburos
Unidad de Industrialización
Unidad de Transporte,
Almacenaje y Distribución
Unidad de Comercialización de Hidrocarburos
Unidad de Prevención y Control
Socioambiental
Unidad de Evaluación y
Normas
Unidad de Desarrollo e
Infraestructura
Unidad de Control y
Fiscalización de Hidrocarburos y
Energía
NORMATIVO Y EJECUTIVO
NIVEL DE APOYO FUNCIONAL
NIVEL DE CONTROL
NIVEL OPERATIVO Y DE EJECUCIÓN
ENTIDADES BAJO
TUICIÓN
EBIH
Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos
EMTAGASEmpresa Tarijeña
de Gas
ENDEEmpresa Nacional de
Electricidad
YPFBYacimientos
Petrolíferos Fiscales Bolivianos
EEC-GNVEntidad Ejecutora de
Conversión a Gas Natural Vehicular
AUTÁRQUICAS EMPRESAS ESTRATÉGICAS DESCONCENTRADAS
DOE Estructura organizativa del Poder Ejecutivo del Estado PlurinacionalD.S.29894 de 7 de febrero de 2009
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La estructura del sector energético
HIDROCARBUROS
ENTIDADES BAJO TUICIÓN
ELECTRICIDAD
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Bloque Petrolero San AntonioPlanta de GasCampo SábaloTarija
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Introducción
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Contenido Pág.Introducción ............................................................. 25
Hidrocarburos .................................................................. 27a) Separación de petróleo y gas ............................ 27b) Refinación del petróleo ...................................... 28c) Transporte de Hidrocarburos ............................. 28d) Regalías ............................................................. 28e) Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) ..... 28f) Recaudaciones por concepto de Hidrocarburos . 29g) Patente Petrolera ............................................... 29h) Consulta y Participación ................................... 29i) Balance Energético ............................................ 29
Electricidad ...................................................................... 30a) Fuentes de energía eléctrica ............................. 30b) Generación ........................................................ 30c) Transmisión ........................................................ 31d) Distribución ....................................................... 31e) Sistema Integrado Nacional ............................... 31f) Tarifa Dignidad .................................................... 31
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Introducción
Hidrocarburos
Los hidrocarburos provienen de la transformación de restos de animales, plantas y vegetales marinos que existieron hace millones de años y que por efectos de presión y temperatura elevadas sufrieron una descomposición gradual hasta transformarse en hidrocarburos.
Los hidrocarburos extraídos directamente de formaciones geológicas en estado líquido se conocen comúnmente con el nombre de petróleo, mientras que los que se encuentran en estado gaseoso se les conoce como gas natural.
La exploración es la primera actividad de la cadena, que en la práctica se realiza mediante el reconocimiento geológico de superficie, levantamientos aerofotogramétricos y topográficos y estudios químicos para el hallazgo de hidrocarburos en el subsuelo, es una actividad muy riesgosa y requiere de la perforación de pozos exploratorios, el costo de un pozo varía mucho, pudiendo llegar a decenas de millones de dólares dependiendo de la ubicación, la
profundidad y su complejidad. Cuando la exploración es exitosa se inician los trabajos de desarrollo del yacimiento descubierto con la perforación de otros pozos nuevos para la evaluación de reservas. La perforación requiere de equipos especiales que cuentan con sistemas de potencia como motores y generadores, sistemas mecánicos, de rotación y circulación.
Un campo es una superficie debajo de la cual existe uno o más reservorios de hidrocarburos en una o más formaciones en la misma estructura o entidad ecológica
La explotación es la etapa en la que se extraen los hidrocarburos del subsuelo para su aprovechamiento, se realiza mediante la perforación de pozos de desarrollo y de producción, la construcción e instalación de Plantas de Almacenaje, procesamiento y separación de líquidos de recuperación, primaria, secundaria y mejorada.
a) Separación de petróleo y gas La mezcla de petróleo, gas natural y agua de formación que proviene de los pozos, entra a la planta o batería de separación
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donde se inicia la primera etapa, se separa el gas de los líquidos; el gas es enviado a la planta de procesamiento y los líquidos pasan a una segunda etapa en la que se separan el petróleo y condensado del agua de formación.
El agua de formación es tratada químicamente y es almacenada para evitar contacto con el medio ambiente, posteriormente mediante bombas es nuevamente inyectada hacia los reservorios de dónde provino para completar el ciclo de recuperación.
Las plantas de proceso tienen el objetivo de convertir las fracciones de condensable en materia prima para la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) y Gasolina Natural.
b) Refinación del petróleo
La refinación del petróleo es un proceso que incluye el fraccionamiento y transformaciones químicas del petróleo para producir derivados comercializables.
La función de una refinería es transformar el petróleo en productos derivados, en Bolivia el 95% de la refinación está a cargo de las refinerías Gualberto Villarroel en Cochabamba y Guillermo Elder Bell en Santa Cruz, que producen jet fuel, kerosene, diésel oil, gasolina de aviación, gasolina premium, gasolina especial y GLP entre otros.
c) Transporte de Hidrocarburos
Es una actividad de servicio y utilidad pública, es un eslabón fundamental en la cadena de comercialización de los hidrocarburos, por lo que debe ser prestado de manera regular y continua ya que es un puente de interconexión entre los productores y los consumidores.
Gasoducto, es una tubería de gran longitud, generalmente enterrada que sirve para transportar gas natural.
Oleoducto, es una tubería e instalaciones conexas para el transporte de petróleo, GLP, gasolina natural y condensado.
Poliducto, son ductos que transportan diferentes productos derivados de hidrocarburos como: diésel, gasolina, jet fuel, kerosene y GLP.
d) Regalías
La regalía es la compensación económica obligatoria pagadera a favor de los Departamentos productores por la explotación de sus recursos naturales no renovables. (Art. 138 Ley 3058).
La regalía se aplica sobre la producción fiscalizada en su primera etapa de comercialización a:
- Petróleo – condensado- Gas Natural- Gas Licuado de Petróleo(GLP)
Los departamentos productores de hidrocarburos, Santa Cruz, Chuquisaca, Cochabamba y Tarija, perciben una regalía del 11% de su producción departamental fiscalizada de hidrocarburos, la producción fiscalizada, se refiere a los volúmenes de gas natural, petróleo y GLP medidos en el punto de fiscalización.
e) Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH)
El IDH es un tributo generado también por la explotación de hidrocarburos, cuya base de cálculo es la misma de las regalías; beneficia a los sectores de educación, salud, caminos, desarrollo productivo y los bonos sociales.
Este impuesto es determinado a partir de una alícuota del 32% del total de la producción de hidrocarburos medida en el punto de fiscalización.
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3f) Recaudaciones por concepto de Hidrocarburos
Regalía Departamental por la producción 11 %Regalía Nacional compensatoria (Beni 2/3 y Pando1/3) 1 %Participación al Tesoro General de la Nación (TGN) 6 %Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) 32 %
g) Patente Petrolera
La patente petrolera representa el reembolso anual y de manera anticipada que efectúan las empresas que hacen uso de un territorio para su exploración y/o explotación, en función al número de hectáreas, fase de operación y la ubicación (Zona tradicional o no tradicional) de las Áreas en cuestión. Dicho reembolso debe realizarse con cargo al Pagaré solicitado por YPFB por este concepto al Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP). Posteriormente, el MEFP debe hacer la distribución del 50% del total recaudado a los Municipios de manera igualitaria en cuyos territorios se encuentre alguna o parte de una concesión.
h) Consulta y Participación
Es el proceso por el cual las naciones indígenas, pueblos originarios y comunidades campesinas ejercen su derecho a la consulta sobre proyectos hidrocarburíferos a desarrollarse en su tierra y territorio.
i) Balance Energético
Es la información anual de energía a nivel departamental y nacional desagregada por fuente y sector de consumo.
El Presidente Evo Morales y el Vicepresidente Álvaro García Linera en la Planta Separadora de Líquidos de Río Grande - Santa Cruz.
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Electricidad
a) Fuentes de energía eléctrica
La energía eléctrica es la más utilizada, una vez aplicada a procesos y aparatos de la más diversa naturaleza, debido fundamentalmente a su limpieza y a la facilidad con la que se la genera, transporta y convierte en otras formas de energía.
La generación de energía eléctrica se lleva a cabo mediante técnicas muy diferentes. Las que suministran las mayores cantidades y potencias de electricidad aprovechan un movimiento rotatorio para generar corriente continua o corriente alterna en un alternador; este movimiento rotatorio resulta de una fuente de energía mecánica directa, como la corriente de un salto de agua o la producida por el viento, o un ciclo termodinámico.
La generación de energía eléctrica es una actividad humana básica, ya que está directamente relacionada con los requerimientos actuales del hombre. Todas la formas de utilización de las fuentes de energía, tanto las habituales como las denominadas alternativas o no convencionales, agreden en mayor o menor medida el ambiente, siendo de todos modos la energía eléctrica una de las que causan menor impacto.
b) Generación
Por lo general, la energía eléctrica se genera mediante generadores electromecánicos movidos por el vapor producido por combustibles fósiles, o por el calor generado por reacciones Torre eléctrica del Sistema Interconectado Nacional.
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3nucleares, o de otras fuentes como la energía cinética extraída del viento o el agua.
c) Transmisión
Es la actividad de transformación de tensión de la electricidad y su transporte en bloque desde el punto de entrega por un generador, autoproductor u otro transmisor hasta el punto de recepción de un distribuidor, consumidor no regulado u otro transmisor.
d) Distribución
La energía eléctrica que se produce en las centrales se transporta hasta las zonas habitadas mediante tendidos de cables conductores de alta tensión a lo largo de centenares de kilómetros.
La tensión disminuye conforme la electricidad se acerca a los polígonos industriales o núcleos de población, hasta alcanzar niveles de baja tensión. Ya en el interior de las poblaciones, la electricidad se distribuye mediante conductos enterrados.
Las operaciones de bajada y subida de tensión se llevan a cabo en las estaciones transformadoras, que se sitúan a la salida de las centrales, a la entrada de las ciudades y en los nudos de distribución de la red.
e) Sistema Integrado Nacional
El sector eléctrico está compuesto por el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y los sistemas aislados, son integrantes del
mismo, los departamentos de La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Oruro, Potosí, Chuquisaca y Beni.
f) Tarifa Dignidad
Tiene por objeto beneficiar a las familias de menores recursos económicos de la categoría domiciliaria, que consiste en un descuento del 25% del importe facturado por consumo mensual a los usuarios domiciliarios del servicio público de electricidad de un consumo de hasta 70 kilovatios hora/mes (kWh/mes).
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El Vicepresidente Álvaro Garcia Linera, el Ministro Juan José Sosa acompañados de otros Ministros y autoridades en la Nacionalización de la empresa eléctrica Electropaz.
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Normativa del Sector EnergéticoI.
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Contenido
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I. Normativa del Sector Energético ........................33
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El sector energético desarrolla sus actividades bajo el siguiente marco legal:
- Constitución Política del Estado - 2009- Decreto Supremo Nº 29894, de fecha 07 de febrero de 2009.- Estrategia Boliviana de Hidrocarburos, septiembre de 2008.- Ley de Hidrocarburos Nº 3058 de 17 de mayo de 2005 y sus
Reglamentos.- Decreto Supremo de Nacionalización de los hidrocarburos
“Héroes del Chaco” Nº 28701 de 1° de mayo de 2006.- Ley de Electricidad Nº 1604 de 21 de diciembre de 1994 y sus
Reglamentos.- Ley SIRESE Nº 1600 de 28 de octubre de 1994.- Ley 1333 del Medio Ambiente 23 de marzo de 1992 y sus
Reglamentos Generales.- Reglamento Ambiental del Sector Hidrocarburos, DS 24335 de
19 de julio de 1996.- Decreto Supremo Nº 29850, de 10 de diciembre de 2008 - Plan
Nacional para la Igualdad de Oportunidades.- Decreto Supremo Nº 29851, de 10 de diciembre de 2008 - Plan
Nacional de Acción de Derechos Humanos Bolivia Digna para Vivir Bien.
I. Normativa del Sector Energético
- Decreto Supremo N° 0214, de 22 de julio de 2009 - Política Nacional de Transparencia y Lucha contra la Corrupción.
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE), tiene establecidas sus competencias y atribuciones en el Decreto Supremo Nº 29894 de 7 de febrero de 2009, siendo responsable de proponer y dirigir la Política Energética del País, promover su desarrollo integral, sustentable y equitativo y garantizar la soberanía energética, en el marco de la Constitución Política del Estado y el Plan Nacional de Desarrollo.
Se reglamentan las actividades de toda la cadena de los hidrocarburos, orientando a que las mismas se enmarquen en normas técnicas con buenas prácticas que garantizan las operaciones de las plantas cumpliendo estándares internacionales de eficiencia, calidad y seguridad.
Bajo este marco durante la gestión 2013 se ha desarrollado la siguiente normativa:
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Ley N° 455 de Presupuesto General del Estado – Gestión 2014, de 11 de diciembre de 2013, proyecto de Ley que prevé la otorgación de un crédito concesional por parte del Banco Central de Bolivia en favor de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos, para el financiamiento de la Ingeniería, Procura y Construcción de la Planta de Tuberías y Accesorios de Polietileno - El Alto, por un monto de Bs101,2 MM.
Decreto Supremo N° 1719 de 11 de septiembre de 2013 – Modifica el Decreto Supremo N° 29510, incluye como consumidores directos a las Plantas de Separación de Líquidos, que se encuentren fuera de las facilidades de producción de un campo; establece un plazo de 45 días para determinar la metodología de cálculo del precio de Gas Natural para las Plantas de Separación de Líquidos, que se encuentren fuera de las facilidades de campo.
Decreto Supremo N°1539 de 20 de Marzo de 2013, que aprueba el Reglamento para el Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Plantas de GNC y Sistemas de Descarga de GNC.
Establece los requisitos técnicos, legales y administrativos para desarrollar la actividad de compresión y descarga del Gas Natural Comprimido, para abastecer a las poblaciones alejadas del sistema troncal de gasoductos.
Decreto Supremo N° 1499 de 20 de febrero de 2013 – Reglamento de Calidad de Carburantes y Lubricantes, establece las especificaciones de calidad que deben cumplir los carburantes y lubricantes cuando son comercializados en el territorio nacional; garantiza la calidad de los carburantes y lubricantes producidos e importados y contribuye a prolongar la vida útil del parque automotor y reducir la contaminación ambiental.
Decreto Supremo N° 1344 de 10 de septiembre de 2012, de Creación del Programa Nacional de Transformación de Avanza la universalización del servicio eléctrico en el país.
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3Vehículos de Diesel Oil a GNV, crea el Sistema Unificado de Información Conjunta para GNV – SUIC, sistema interconectado a las EESS de GNC, que permitirá la amortización del financiamiento adquirido por los beneficiarios.
Resolución Ministerial N° 296-13 de 21 de noviembre de 2013, que Aprueba el Procedimiento Específico para la determinación de Costos Fijos de Recalificación de Cilindros de GNV.
Incentiva la actividad de recalificación de cilindros de GNV del parque automotor convertido a GNV y uniforma los costos de recalificación para los talleres que realizan dicha actividad y tienen suscritos contratos de adhesión con la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV.
Resolución Ministerial N° 255-13 de 28 de octubre de 2013, Metodología para la determinación del precio del gas natural en las plantas de separación de líquidos, que se encuentren fuera de las Facilidades de Producción de un Campo.
Establece la Metodología para la Determinación del Precio del Gas Natural consumido (en volumen y energía) por las Plantas de Separación de Líquidos, que se encuentren fuera de las facilidades de producción de un campo.
Viabiliza el pago de la subvención por la importación de Insumos y Aditivos.
Resolución Ministerial 204-13, de 26 de agosto de 2013, para la Concesión de un Crédito para la Actividad de Refinación.
Su objeto es la otorgación de recursos del Banco Central de Bolivia a favor de YPFB por Bs 1.050.000.000 para la ejecución de los siguientes proyectos en las Refinerías Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell de YPFB Refinación S.A.
− Nueva Unidad de Crudo (CBBA)− Nueva Unidad de Reformación Catalítica (CBBA)− Nueva Unidad de Isomerización (SCZ)
Resolución Ministerial 177-13 de 29 de julio de 2013, complementa y modifica el reglamento que establece la estructura de costos resultante de la importación de insumos y aditivos para la obtención de Gasolina Especial, la metodología de cálculo de la compensación y los procedimientos para solicitar la emisión de notas de crédito fiscal (NOCRES).
Resolución Ministerial N° 149-13 del 13 de junio de 2013, que aprueba el Procedimiento Específico para la determinación de Costos Fijos de Conversión Vehicular a GNV.
Da cumplimiento a la Disposición Final Segunda del Decreto Supremo N° 0675.
Incentiva la actividad de conversión vehicular a GNV por parte de los Talleres de Conversión, con estándares de calidad adecuados. Uniforma los indicadores de los costos para los talleres de conversión, para determinar una metodología de cálculo uniforme, por parte de la Entidad Ejecutora de Conversión a GNV.
Resolución Ministerial N° 128-13 de 15 de mayo de 2013, procedimiento para la Presentación de Informes por parte de las Empresas Refinadoras.
En el marco de lo establecido por el Decreto Supremo N° 29777 se establecen los mecanismos y la forma de presentación de informes trimestrales de costos operativos, costos fijos, inversiones ejecutadas, ingresos por productos regulados y no regulados, tasas e impuestos, al Ministerio de Hidrocarburos y Energía por parte de las empresas refinadoras que operan en el país, para realizar el seguimiento a las inversiones y las actividades de refinación.
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Resoluciones Ministeriales 115-13 y 116-13 de 02 de mayo de 2013.
− RM–115: Establece el procedimiento administrativo para el pago del reintegro a las estaciones de servicio ubicadas a más de 35 kilómetros de la planta de almacenaje más cercana.
− RM–116: Establece la metodología de cálculo de las tarifas de flete máximas por kilómetro por metro cúbico, para cada tipo de combustible.
Resoluciones Ministeriales N° 032-2013 de 08 de febrero de 2013 y N° 076-2013 de 27 de marzo de 2013, en el marco de la Ley N°314 de 07 de diciembre de 2012, se establecen las áreas a ser expropiadas y su justiprecio, para la construcción de las Plantas de Amoniaco y Urea en la localidad de Bulo Bulo – Cochabamba.
El sector eléctrico emitió durante la gestión 2013, la siguiente normativa:
Decreto Supremo No.1500 de fecha 25 de febrero de 2013, a través del cual se modifica el plazo de intervención administrativa, hasta doce meses, prorrogables por un periodo similar mediante Resolución Administrativa de la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE); o en su defecto, mediante Resolución Ministerial del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE).
Decreto Supremo No.1517 de fecha 07 de marzo de 2013, a través de la cual se autoriza a la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) la operación para la actividad de distribución de electricidad en los departamentos de La Paz y Oruro, a favor de las empresas en la que ENDE tenga participación mayoritaria.
Decreto Supremo No.1536 de fecha 20 de marzo de 2013, a través del cual se dispone el pago mensual de los Consumidores
No Regulados al Fondo de Estabilización del Mercado Eléctrico Mayorista - MEM, de un monto equivalente al quince por ciento (15%) por concepto de compra de electricidad de acuerdo al Documento de Transacciones Económicas.
Decreto Supremo No.1689 de fecha 14 de agosto de 2013, a través del cual se aprueba el incremento salarial de las trabajadoras y los trabajadores de la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, en su condición de Empresa Pública Nacional Estratégica - EPNE.
Decreto Supremo No.1691 de fecha 14 de agosto de 2013, a través del cual se define la estructura de ENDE Corporación, se establece la estructura organizativa y funcional de ENDE Matriz y se aprueba la Escala Salarial para personal especializado en áreas estratégicas de ENDE matriz.
Decreto Supremo No.1698 de fecha 21 de agosto de 2013, que establece medidas excepcionales de orden reglamentario y regulatorio que contribuyan a mantener una provisión adecuada de electricidad a la localidad de Uyuni y zonas de influencia para la realización del “Dakar 2014”.
Anteproyecto de Ley de Electricidad, este proyecto ha sido elaborado y validado por los principales actores que conforman el sector: Viceministerio de Electricidad y Energías Alternativas, Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE) y el Comité Nacional de Despacho de Carga (CNDC).
Anteproyecto de Ley de Energías Alternativas, se ha concluido la elaboración general del anteproyecto de Ley de Energías Alternativas en coordinación con las entidades del sector eléctrico, actualmente se encuentra en etapa de revisión y complementación para su posterior validación sectorial.
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Bloque Petrolero CaipipendiPlanta de GasCampos Margarita - HuacayaTarija
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HidrocarburosII.
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Contenido Pág.II. Hidrocarburos .........................................................................41
2.1 Estado de Situación ..................................................................432.2 Nacionalización .........................................................................45
2.2.1 Proceso de Nacionalización del Sector Hidrocarburos ....452.2.2 Proceso de Nacionalización del Sector Eléctrico .............46
2.3 Producción de Hidrocarburos ...................................................482.3.1 Producción de Gas Natural y Líquidos .............................48
2.4. Incremento de la inversión en Hidrocarburos ........................512.4.1 Ejecución de Estudios Sísmicos .......................................522.4.2 Perforación de Pozos Exploratorios ................................532.4.3 Pozos de Desarrollo .........................................................542.4.4 Capacidad de Plantas (Instalada y Procesada) ...............55
2.5 Inversión en Industrialización ..................................................562.5.1 Principales logros por Proyecto ........................................562.5.2 Otros Proyectos ................................................................602.5.3 Logros Departamentales ..................................................60
2.6 Renta Petrolera .........................................................................622.7 Transporte de Hidrocarburos ....................................................652.8 Instalaciones Red Domiciliara ..................................................69
2.8.1 Instalaciones Internas .......................................................692.8.2 Tendido de Red Primaria y Secundaria ............................70
2.9 Conversiones a Gas Natural Vehicular ....................................712.10 Recalificación y reposición de cilindros de GNV ....................73
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2.1 Estado de SituaciónEl año 2006, en ejercicio de la soberanía nacional y obedeciendo el mandato del pueblo boliviano expresado en el Referéndum vinculante del 18 de julio de 2004 se promulga el Decreto de Nacionalización de los Hidrocarburos del 1º de mayo de 2006 “Héroes del Chaco”, que recupera la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de los hidrocarburos, garantizando la continuidad de la producción y de las operaciones de los campos.
Posteriormente, la Constitución Política del Estado promulgada el año 2009 establece en su Capítulo Tercero, Art. 360 que el Estado definirá la política de hidrocarburos, promoverá su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizará la soberanía energética. Asimismo, en el tema energía el Capítulo Sexto, Art. 378 y Parágrafo II señala que “es facultad privativa del Estado el desarrollo de la cadena productiva energética en las etapas de generación, transporte y distribución, a través de empresas públicas, mixtas, instituciones sin fines de lucro, cooperativas, empresas privadas, y empresas comunitarias y sociales, con participación y control social. La cadena productiva energética no podrá estar
sujeta exclusivamente a intereses privados ni podrá concesionarse. La participación privada será regulada por la ley”.
Por su parte, el Plan Nacional de Desarrollo (PND 2006-2010) establece como sectores estratégicos a hidrocarburos y electricidad. En dicho documento se han propuesto diferentes objetivos que a continuación son desglosados junto a sus principales logros.
* Recuperación y consolidación de la propiedad de los hidrocarburos
Para 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.
En este eje se cuenta con los siguientes resultados:
- Se recuperó a favor del pueblo boliviano la propiedad de distintas empresas que fueron anteriormente capitalizadas.
- YPFB en representación del Estado asume el rol de operador en toda la cadena de hidrocarburos.
II. Hidrocarburos
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- Los ingresos de hidrocarburos (por regalías, participaciones, Impuesto Directo a los Hidrocarburos y otros impuestos) aumentan significativamente desde la gestión 2006.
* La exploración, explotación e incremento del potencial hidrocarburífero
Para alcanzar y garantizar la autosuficiencia e independencia energética para el abastecimiento del mercado interno, se cumplieron las siguientes metas:
- Se incrementó de 11 a 98 las áreas reservadas a favor de YPFB para la exploración y explotación de hidrocarburos.
- Las empresas petroleras que contaban con Contratos de Riesgo Compartido suscribieron nuevos contratos cumpliendo las condiciones y requisitos legales y constitucionales. Los nuevos contratos fueron protocolizados en mayo de 2007.
- Se revierte la tendencia negativa en cuanto a niveles de inversión en el sector hidrocarburos.
* La industrialización de los hidrocarburos para generar valor agregado
Desarrollar la industria de los recursos naturales energéticos, enfocada en ejes regionales para un desarrollo equilibrado, que consiga el beneficio equitativo del país.
La industrialización de los hidrocarburos es indispensable para cambiar el patrón primario exportador del país, generar mayores ingresos por el valor agregado adicional de los productos industrializados y la creación de empleos en la cadena que nace a raíz de esta actividad productiva.
La mayor inversión que se conoce hasta ahora para la ejecución de un proyecto estatal corresponde al inicio del proyecto para la construcción de la Planta de Amoniaco Urea que tendrá un costo de algo más USD 864 millones (MM), para contribuir a alcanzar la seguridad alimentaria es un objetivo que se obtendrá a partir del incremento de la producción agrícola y generando divisas para el país por la exportación del producto excedente.
* Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar al país como centro energético de la región
Diversificar la matriz energética, garantizando la producción, con el uso sustentable y eficiente de los recursos energéticos.
- Universalización energética, asegurar el acceso universal y equitativo del suministro de gas natural y electricidad.
- Eficiencia energética, fomentar y desarrollar, el uso eficiente de la energía en sus diferentes formas, con el menor impacto socio ambiental.
- El desarrollo del sistema de transportes por gasoductos, oleoductos y poliductos, permitió satisfacer la demanda interna y externa.
- Las acciones orientadas a garantizar el suministro de energéticos estuvieron estrechamente relacionadas a una adecuada gestión ambiental, se profundizaron los principios de respeto y garantía en el ejercicio de los derechos fundamentales de los Pueblos Indígenas Originarios y Comunidades Campesinas, su integridad territorial y sus usos y costumbres, mediante un proceso transparente de consulta y participación oportuna.
- La política fundamental de lograr el cambio de la matriz energética se corrobora por el incremento de la demanda de gas en el mercado interno, que consiste en la masificación del uso del gas natural a objeto de garantizar la seguridad energética nacional.
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32.2 Nacionalización
2.2.1 Proceso de Nacionalización del Sector Hidrocarburos
En fecha 1° de mayo de 2006, fue publicado el D.S. Nº 28701, de Nacionalización de los Hidrocarburos “Héroes del Chaco” que, de acuerdo con el mandato del Referéndum vinculante del 18 de julio de 2004, recupera la propiedad, la posesión y el control total y absoluto de los hidrocarburos y nacionaliza los mismos a favor del Estado (Art. 1). Asimismo, dispone que a partir del 1° de mayo de 2006 las empresas petroleras que en ese entonces realizaban actividades de producción de gas y petróleo en el territorio nacional estaban obligadas a entregar en propiedad a YPFB toda la producción de hidrocarburos, empresa estatal que, a nombre y en representación del Estado y en ejercicio pleno de la propiedad de todos los hidrocarburos producidos en el país, debía asumir su comercialización, definiendo las condiciones, volúmenes y precios, tanto para el mercado interno como para la exportación y la industrialización (Art. 2).
Dicha norma, además, establecía un plazo de 180 días para que las compañías petroleras regularizaran su actividad y suscribieran contratos que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales. En este sentido, se dispuso también que YPFB no podría ejecutar contratos de explotación de hidrocarburos sin ser antes individualmente autorizados y aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional.
Por otra parte, durante el período de transición y hasta la firma de nuevos contratos, los campos –cuya producción certificada promedio de gas natural del año 2005 hubiera sido superior a 100 millones de pies cúbicos diarios- estaban obligados al pago de 82% a favor del Estado (18% de regalías y participaciones, 32%
Refinería Gualberto Villarroel - YPFB Refinación Cochabamba
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de IDH, y 32% a través de una participación adicional para YPFB), restando el 18% para cubrir costos de operación, amortización de inversiones y utilidades por parte de las compañías. Este régimen temporal fue aplicado de manera directa a los megacampos de San Alberto y Sábalo, hecho que presionó a la empresa operadora de los mismos, Petrobras Bolivia S.A., a renegociar y suscribir nuevos contratos petroleros.
Otro aspecto importante que estableció el Decreto de Nacionalización fue la transferencia en propiedad a YPFB, a título gratuito, de las acciones que tenían los ciudadanos bolivianos en las empresas petroleras capitalizadas Chaco S.A., Andina S.A. y Transredes S.A., y que formaban parte del Fondo de Capitalización Colectiva. De igual forma, se dispuso la nacionalización de las acciones necesarias para que YPFB controle como mínimo el 50% más 1 en las empresas Chaco S.A., Andina S.A., Transredes S.A., Petrobras Bolivia Refinación S.A. y la Compañía Logística de Hidrocarburos de Bolivia S.A.
Asimismo, y como resultado del D.S. Nº 28701, en octubre de 2006, YPFB suscribió 44 contratos de operación, consistentes en el pago de una retribución a la empresa operadora que permita cubrir los costos en que se había incurrido y obtener una utilidad por los servicios prestados para la exploración y producción de hidrocarburos.
Posteriormente, en mayo de 2007, YPFB asume toda la comercialización de hidrocarburos producidos en campo destinados tanto al mercado interno como a la exportación. Bajo este marco, se convierte en el único sujeto de pago de regalías, participaciones e impuestos por la producción de hidrocarburos.
En junio de 2007, luego de un proceso de negociación entre YPFB y Petrobras Bolivia Refinación S.A., se autoriza al Presidente
Ejecutivo interino de YPFB a comprar el cien por ciento (100%) de las acciones que conforman el capital social de PBR SA.
Más adelante, y ante la dificultad de recuperar las otras empresas capitalizadas y privatizadas, en marzo de 2008 se publicó el D.S. N° 29486, que estableció el 30 de abril de 2008 como fecha definitiva para concluir negociaciones, suscribir documentos de transferencia y acuerdos necesarios para la recuperación de estas empresas, conforme a lo dispuesto en el D.S. N° 28701.
Este mismo decreto dispuso que los accionistas de las empresas petroleras Chaco, Andina, Transredes y CLHB debían suscribir con YPFB hasta esa fecha los documentos mencionados.
Asimismo, se debía respetar el patrimonio de estas sociedades, manteniendo la participación que éstas tienen en otras sociedades, sean nacionales o extranjeras.
Sin embargo, al no existir avances en las negociaciones, en fecha 1° de mayo de 2008 se promulgó un nuevo decreto supremo (N° 29541), con el objeto de concretar la adquisición por parte del Estado boliviano de al menos 50% más 1 de las acciones nacionalizadas del paquete accionario de la empresa petrolera Chaco Sociedad Anónima y de Transredes (Transporte de Hidrocarburos Sociedad Anónima), además de establecer las condiciones de esta transferencia.
2.2.2 Proceso de Nacionalización del Sector Eléctrico
A través de la nacionalización, ENDE retoma el control de las empresas estratégicas de generación del país, con el objetivo de asegurar el abastecimiento energético en todo el territorio nacional, en cumplimiento de lo establecido en la Constitución Política del Estado y el Plan Nacional de Desarrollo del Estado Plurinacional.
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3Luego de la nacionalización, el Estado a través de ENDE controla el 73% del parque generador de electricidad.
Adicionalmente, a través del D.S. N° 494, del 1ro de mayo de 2010, el Estado Plurinacional de Bolivia dispuso la recuperación del capital accionario de la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba (ELFEC S.A.). Mediante D.S. N° 1178 de fecha 29 de marzo de 2012, se autoriza a la Empresa Nacional de Electricidad - ENDE, la adquisición del noventa y dos punto doce por ciento (92.12%) de las acciones de la Empresa de Luz y Fuerza Eléctrica Cochabamba - ELFEC S.A., correspondiente al paquete accionario que posee la sociedad Luz del Valle Inversiones S.A. en ELFEC S.A. El D.S. N° 493 de fecha 01 de mayo de 2010, en el artículo 2 (Nacionalización) establece:
“I. Se nacionaliza la totalidad de las acciones que conforman el paquete accionario que poseen las sociedades INVERSIONES ECONERGY BOLIVIA S.A., CARLSON DIVIDEND FACILITY S.A., en la Empresa CORANI S.A., las acciones de THE BOLIVIAN GENERATING GROUP L.L.C. (BGG) en la empresa eléctrica VALLE HERMOSO S.A. y las acciones GUARACACHI AMERICA INC en la empresa eléctrica GUARACACHI S.A., debiéndose transferir y registrar las acciones a favor del Estado Plurinacional de Bolivia bajo la titularidad de ENDE.
“II. En caso de que los accionistas señalados en el Parágrafo precedente hubieran transferido sus acciones a terceros, se nacionalizan dichas acciones en su totalidad.”
En fecha 20 de enero de 2011, se suscribe el Contrato Transaccional entre el Estado Boliviano (Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Ministerio de Defensa Legal del Estado y Empresa Nacional de
Electricidad) y los ex titulares de las acciones nacionalizadas (la Empresa The Bolivian Generating Group L.L.C.) en la empresa Valle Hermoso S.A. pagándose el monto de $us 10.245.627 (Diez Millones Doscientos Cuarenta y Cinco Mil Seiscientos Veintisiete Dólares Estadounidenses).
En fecha 21 de octubre de 2011, se suscribe el Contrato Transaccional entre el Estado Boliviano y los ex titulares de las acciones nacionalizadas (Inversiones Ecoenergy Bolivia S.A., Ecoenergy Internacional Plc, Ecoenergy Bermuda Holding Company Ltd, GDF SUEZ S.A.), en la empresa Corani, pagándose el monto de $us 18.425.000 (Dieciocho Millones Cuatrocientos Veinticinco Mil 00/100 Dólares Estadounidenses).
En fecha 15 de diciembre de 2011, se suscribe el Contrato Transaccional entre el Estado Boliviano y los ex titulares de las acciones nacionalizadas (Empresa Carlson Dividend Facility S.A.), en la empresa Corani, pagándose el monto de $us 240.000 (Doscientos Cuarenta Mil 00/100 Dólares Estadounidenses).
En fecha 1º de mayo de 2012, mediante D.S. N° 1412, se dispone la nacionalización de la participación accionaria de la sociedad española Red Eléctrica Internacional REI, en la empresa eléctrica Transportadora de Electricidad (TDE). Dichas acciones, en un 100%, fueron transferidas a ENDE.
El señalado D.S. dispone en su artículo 2 que, se instruye a ENDE a pagar el monto correspondiente al total del paquete accionario de la sociedad REI, (…) cuyo valor será establecido como resultado de un proceso de valuación a ser realizado por una empresa independiente contratada por ENDE, en plazo de 180 días hábiles a partir de la publicación del presente Decreto Supremo.
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2.3 Producción de Hidrocarburos
2.3.1 Producción de Gas Natural y Líquidos
Actualmente, se encuentran en producción 57 Campos en 41 Contratos de Operación distribuidos de la siguiente manera:
Cuadro N° 1 Campos en Producción por Departamento
CAMPOS CANTIDADChuquisaca 2Cochabamba 10Santa Cruz 32Tarija 12Tarija-Chuquisaca 1Total 57
Fuente: GNAC - YPFB
Producto de la operación en estos campos, hasta la gestión 2013 se ha incrementado la producción de hidrocarburos:
- El Gas Natural de Venta creció en aproximadamente 71% con respecto a la gestión 20051, pasando de 33,03 millones de metros cúbicos día (MMmcd) el 2005 a 56,37 MMmcd el 2013, fruto del desarrollo de campos en explotación (Margarita, San Antonio), así como de nuevos campos (Itaú).
- Para la gestión 2014 se proyecta llegar al 95% de incremento en producción de Gas Natural con 64,54 MMmcd de producción promedio de gas natural de venta.
1. Se consideran producciones promedio anuales en MMmcd. Para Gas Natural se considera el Gas de Venta
Engarrafadora de GLP en Santa Cruz.
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Gráfico N° 1Evolución de la Producción de Gas Natural de Venta
Periodo 2005-2014 (MMmcd)
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
33,03 35,2738,08 39,59
34,00
39,89 43,4149,43
56,37
64,54
Fuente: GNF – YPFB2014 programado
- En la gestión 2013, la producción bruta promedio de gas natural se registró en 58,23 MMmcd y la producción pico en 61,66 MMmcd.
Gráfico N° 2 Evolución de la Producción de Hidrocarburos Líquidos
Periodo 2005-2014 70,00
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0,002005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
7.54 7,78 8,05 8,13 7,26 8,37 9,07 10,77 11,79 12,46
30,77 30,57 33,00 30,84 28,16 29,84 30,71 36,59 42,60 48,52
50,04 48,55 49,32 46,94 40,74 42,91 44,58 51,49 59,27 66,19
Gasolina NaturallCondensado
Petróleo
Total Líquidos
11,73 10,20 8,27 7,97 5,63 4,70 4,80 4,68 4,89 5,22
MBPD
- La producción de hidrocarburos líquidos se incrementó en aproximadamente 18% con respecto a la gestión 2005, pasando de 50,04 miles de barriles por día (MBPD) el 2005 a 59,27 MBPD el 2013, la producción pico llegó a 64,4 MBPD. Para la gestión 2014 se proyecta llegar una producción promedio de 66,19 MBPD, que representa un 32% de incremento respecto al 2005.
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Gráfico N° 3Evolución de la Producción de GLP Periodo 2006-2014
Toneladas Métricas Día (TMD)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20140 0 0 0 0 0 0 0 606PS Gran Chaco
PS Río GrandeRefineríasPlantas
Total
0 0 0 0 0 0 0 252 348209 221 232 237 226 234 229 251 276730 727 727 707 691 663 666 645 629940 948 959 944 917 897 894 1.148 1.859
Fuente: GNAC - YPFBDato 2014 proyección GPSL
- La producción total de GLP en la gestión 2013, ha tenido un incremento considerable a partir del inicio de operaciones de la Planta de separación de líquidos de Rio Grande, hecho que permite autoabastecer al mercado interno y constituirnos en exportadores de GLP.
- Para la gestión 2014 se prevé un incremento de la producción de GLP de alrededor de 62% en relación a la gestión 2013, debido principalmente por el ingreso en producción de la planta de separación de Gran Chaco y el incremento en la producción de la Planta de Río Grande.
Engarrafadora Senkata de GLPEl Alto - La Paz
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32.4. Incremento de la inversión en Hidrocarburos
Respecto a la ejecución histórica de las inversiones, en la gestión 2013 se batió el record de las inversiones en el sector, ejecutando USD 1.835 MM más que la gestión anterior; sin embargo, los esfuerzos deben ser incrementados a fin de lograr ejecutar el 100% de las inversiones en la gestión 2014.
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
4000
3000
2000
1000
0
Casa Matriz Emp. Subsidiarias Empresas Operadoras Total
504 509 335 251 246 273 299 384 612 7821.283
1.5931.835
3.029
Gráfico N° 4Inversiones Históricas en el Sector
(En millones de dólares)
Fuente:YPFB2014 Programado
Los petroleros vanguardia de la economía boliviana.
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2008 2009 2011 2012 2013 2014
16141210
86420
Sísmica 3D Sísmica 2D Total
311
14
Gráfico N° 5Número de Estudios Sísmicos
Fuente: GNAC - YPFBNota: La gestión 2013 incluye la Magnetotelúrica de Arce Ipati-Aquio 2014 programado
3
21
32
1211
23
3
2.4.1 Ejecución de Estudios Sísmicos
Durante el período 2000- 2005 sólo se efectuaron 2 estudios sísmicos, en el periodo 2006 – 2013 se recuperó paulatinamente la prioridad en estudios exploratorios, se ejecutaron 13 nuevos proyectos de sísmica. Para la gestión 2014 se tienen programados 14 nuevos proyectos (2 en etapa previa); adicionalmente, se realizaran 2 magnetotelúricas y se concluirá con el estudio de prospectos exploratorios en 25 áreas reservadas a YPFB, donde se espera encontrar al menos 10 prospectos exploratorios.
Actividades de exploración de hidrocarburos.
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32.4.2 Perforación de Pozos Exploratorios
Tras la nacionalización, en el periodo 2006 – 2013 se perforaron 39 pozos exploratorios, destacando 11 pozos exploratorios realizados en la gestión 2013. Cabe mencionar que durante la gestión 2013 se inició la perforación del pozo Timboy TBY-X2 a cargo de la empresa YPFB Petroandina SAM.
Para la gestión 2014, se prevé la perforación de 23 pozos exploratorios (9 Nuevos Pozos, 5 Pozos Reprogramados, 4 en Perforación, 5 en actividades preliminares). Destaca la perforación de los pozos Itaguazurenda ITG-X3 a cargo de YPFB Casa Matriz, Timboy TBY -X2, Lliquimuni LQC-X1 a cargo de YPFB Petroandina SAM.
2005 2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014
25
20
15
10
5
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Nº de Pozos
2
Gráfico N° 6 Número de Pozos Exploratorios
Fuente: GNF- VPACF-DDP- GNACNota: La gestión 2013 contempla la culminación de 4 pozos iniciados la gestión anterior
2014 programado
2 3 25
8 811
23
Perforación de un pozo exploratorio.
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2.4.3 Pozos de Desarrollo
En el periodo 2005-2013 se ha verificado un incremento en las actividades de perforación, producto de las inversiones en esta actividad.
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
60
40
20
0
Nº de Pozos
9
Gráfico N° 7Evolución de la Perforación de Pozos por Año
Fuente: VPACF – YPFB 2
* La gestión 2013 incluye los pozos que iniciaron efectivamente la perforación en Diciembre.Existen 3 pozos adicionales que se encontraban en DTM al 31 de diciembre de 2013 e iniciarán perfo-ración en la gestión 2014. 2014 programado
2 9 10 1318
3147* 47
Resaltan los trabajos de perforación en campos grandes, como Margarita (MGR-4. MGR-5), San Alberto (SAL-X11, SAL-17). También se pueden contar perforaciones en campos pequeños y de producción3 predominante de líquidos, especialmente petróleo, como resultado de las políticas de incentivo a la producción que ha generado perforaciones en campos como Caranda, Surubí, Colpa, Tatarenda, entre otros.
Para el 2014 se prevén trabajos en 47 pozos:
• 34 perforaciones de pozos o 8 en procesoo 5 reprogramados del 2013 o 16 programados para la gestión 2014o 5 en actividades preliminares
• 13 intervenciones de Pozos2. Se incluyen pozos perforados e intervenidos. Para el periodo 2005-2012 se consideran pozos del año
a los que se iniciaron en la gestión. Para el periodo 2014 se consideran los pozos e intervenciones que se encuentran en ejecución y en actividades preliminares.
3 Puesta en Vigencia del DS.1202 Diciembre 2012.Refinería Gualberto Villarroel - Cochabamba.
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32.4.4 Capacidad de Plantas (Instalada y Procesada)
La capacidad de procesamiento en plantas tuvo un incremento importante acompañando la producción, en este sentido, la capacidad de procesamiento nominal para la gestión 2013 alcanzó los 91 MMmcd4 con los trabajos de revamp (ampliación) y reacondicionamiento general en la planta Sábalo SBL (2010), la implementación del tercer tren Sábalo SBL (2010), la construcción de facilidades de producción en Margarita (CPF-MGR) en su primera fase (2012) y segunda fase (2013) y la entrega de la Planta de Gas Itaú (diciembre 2013) como los proyectos más relevantes.
En enero de la gestión 2014 se efectivizará el incremento de capacidad de 5,7 MMmcd de la planta de Itaú. Se prevé la conclusión de la Fase II de la Planta de Margarita Huacaya, que incrementará la capacidad de procesamiento en 1,5 MMmcd. Por otra parte, se iniciará la construcción de la planta Ipati Incahuasi que permitirá un incremento en 6,5 MMmcd el procesamiento de gas natural a partir de 2016.
Se puede observar la evolución constante de la capacidad de producción como de la producción efectiva. La capacidad de producción excedente permite el crecimiento de la producción en futuras gestiones, lo cual incentiva las inversiones en perforación, intervención y desarrollo de campos en general.
100908070605040302010
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Gráfico N° 8Evolución de la Capacidad de Producción de Plantas a Nivel Nacional
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014**40 40 42 42 37 42 45 51 58 69
Cap. Procesa-miento
MBPD
57 57 57 57 60 60 70 79 91 92
Fuente: GNAC – YPFB * Al cierre de la Gestión ** Programado para la Gestión 2014
Producción Bruta de Gas
A continuación se presenta el detalle de la evolución de la capacidad de procesamiento:
4 Se considera la Planta de Itau, que concluyó en diciembre 2013, sin embargo entrará en operación en enero 2014
Se puede observar la evolución constante de la capacidad de producción como de la producción efectiva. La capacidad de producción excedente permite el crecimiento de la producción en futuras gestiones, lo cual incentiva las inversiones en perforación, intervención y desarrollo de campos en general.
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2.5 Inversión en Industrialización
Detalle de la ejecución financiera de las inversiones realizadas en la gestión 2013 según Proyecto.
PROYECTO EJECUTADO % EJECUCIÓN $US MMPlanta de separación de líquidos de Rio Grande 39,33 10%Planta de separación de líquidos de Gran Chaco 192,83 47%Planta de Amoniaco - Urea 123,58 30%Complejo petroquímico de Etileno - Polietileno 2,53 1%Planta de GNL 49,17 12%TOTAL 407,44 100%
Cuadro N° 2Ejecución de Inversiones 2013
(En millones de dólares)
Fuente: GNAC - YPFB
2.5.1 Principales logros por Proyecto
Proyecto: “Planta de Separación de Líquidos de Rio Grande”
La construcción y montaje de la Planta concluyó en mayo de 2013, el 28 de julio del mismo año se dio el inicio de producción y comienzo de operaciones, es el primero de agosto cuando salieron los primeros embarques de GLP por ducto y cisterna.
La producción de GLP de la Planta de Río Grande es comercializada en el mercado interno y se exporta a Uruguay y Paraguay. El volumen de GLP entregado entre agosto a la primera quincena de diciembre 2013 se presenta en el siguiente gráfico:
ago13 sep 13 oct 13 nov 13 dic 13
12.000
10.000
800
600
400
200
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GLP Mercado InternoGLP ExportaciónGLP Total
Gráfico N° 9 Gas Licuado de Petróleo entregado por Mercado De Destino
Fuente: Gerencia General de Plantas, Proyectos y Petroquímica(*) Dato estimado
7.408 8.336 5.041 5.912 5.985354 1.232 2.055 1.521 1.160
7.762 9.568 7.096 7.433 7.140 (*)
Esta planta tiene una capacidad de procesamiento de 5,6 MMmcd de gas natural de la corriente de exportación al Brasil y su capacidad de producción es:
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ago13 sep 13 oct 13 nov 13 dic 13 Total Periodo
60.000
50.000
40.000
30.000
20.000
10.000
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Gráfico N° 10Gasolina Estabilizada por Mercado de Destino
BBL
Gasolina MI Gasolina EX Gasolina Total
5.194 9.478 11.881 11.20514.903(*)
52.661
Fuente: Gerencia General de Plantas, Proyectos y Petroquímica (*) Dato estimado
Proyecto: “Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco”
En el año 2010, YPFB contrató al consorcio Hytech – Bolpegas para realizar la ingeniería conceptual e ingeniería básica de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco.
El 7 de octubre de 2011 se adjudicó a la empresa Técnicas Reunidas la realización de la IPC y puesta en marcha de la Planta de Separación de Líquidos de Gran Chaco por un monto de USD 498.65 MM. El 8 de septiembre del mismo año se adjudicó a la empresa SIEMENS ENERGY INC. la procura de Turbocompresores y Turbogeneradores por un monto de USD.93,45MM. El 6 de febrero de 2012 con un monto USD 11.84 MM (al tipo de cambio de 6.96) se adjudicó la fiscalización de la IPC y puesta en marca a la empresa TECNA Bolivia S.A.
A diciembre de 2013 se tiene un avance financiero acumulado del 73.4% en las etapas de implementación de la Planta. El avance físico al 31 de diciembre de 2013 se detalla en el siguiente cuadro:
• GLP: 361 TMD• Gasolina: 350 BPD• Iso-Pentano: 195 BPD
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y la empresa Trafigura han coordinado acciones operativas para la exportación de 5.500 toneladas métricas (TM) de GLP por mes, desde la Planta de Separación de Líquidos Río Grande hasta Paraguay.
El progreso físico acumulado de la planta al mes de diciembre de 2013 es del 100%. Únicamente resta realizar pagos por la entrega y revisión de la documentación final del proyecto.
Existe un contrato para la operación y mantenimiento de la Planta por dos años, el mismo incluye la capacitación al personal de YPFB, con la empresa Exterran Bolivia S.R.L.
No. ETAPA PROGRESO REALNOVIEMBRE/20131 Ingeniería de Detalle 99,05%2 Pago a UOP según contrato 75,00%3 Movilización e instalación de campamento 77.29%4 Procura 89,12%5 Construcción y Montaje de la Planta 33.83%6 Seguros 100,00%7 Elaboración As Built 0,00% TOTAL 70.06%
Cuadro N° 3Avance Financiero
Fuente: Gerencia General de Proyectos Plantas y Petroquímica - YPFB
Con relación al contrato de provisión de turbocompresores y turbogeneradores, al 30 de noviembre de 2013, se tiene un avance físico de 95% y la fiscalización de 70,89%.
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Proyecto: “Plantas de Amoniaco - Urea” de Carrasco
En julio de 2012 se recibieron las propuestas que resultaron en la adjudicación del “Paquete de Diseño del Proceso (PDP), Front End Engineering Design (FEED), Ingeniería de Detalle, Procura, Construcción, Puesta en Marcha y Operación y Mantenimiento Asistido” a la Empresa SAMSUNG ENGINEERING CO. LTD., con una inversión USD de 843,9 MM y emitiendo la orden de proceder el 6 de noviembre de ese mismo año. La fiscalización fue adjudicada a la empresa Bureau Veritas Argentina S. A., el contrato fue firmado el 26 de julio del 2013 por un monto de USD 18,6 MM.
El 3 de mayo de 2013 Samsung informó a YPFB la finalización del 100% del Diseño de Proceso (PDP) tanto para la Planta de Amoniaco como para la Planta de Urea, cumpliendo con los plazos establecidos en el cronograma del Proyecto. A diciembre de 2013 el avance físico global del contrato con Samsung (PDP FEED e IPC) es de 23.39%, siendo los principales hitos alcanzados:
• PDP concluidos.• FEED tiene un avance de 99.88%.• Los trabajos de Ingeniería de Detalle están en Progreso.• Procura: Se han emitido las órdenes de compra de los equipos
críticos y algunas de equipos menores y materiales, repuestos etc.
• Inicio de Construcción: Se ha concluido el desmonte, movimientos de tierras e iniciado las obras de pilotaje.
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3Proyecto: “Propileno, polipropileno, etileno y polietileno”
En 2012, se adjudicó la realización de la Ingeniería Conceptual del Proyecto a la empresa Italiana Tecnimont S.p.A. que firmó contrato con YPFB en diciembre de 2012.
De manera paralela al Estudio de Ingeniería Conceptual de Etileno y Polietileno se están llevando a cabo los siguientes estudios con la empresa IHS Chemical:
- Estudio de Mercado: Concluido y en revisión por YPFB.- Selección de Tecnología y análisis de competitividad: Concluido - Evaluación Económica.
Se tiene prevista la entrega final del estudio para el primer semestre de 2014.
Proyecto: “Planta de Gas Natural Licuado (GNL)”
La visualización del proyecto se inició en noviembre de 2009 y en la gestión 2010 se concluyó el Estudio de Ingeniería Conceptual. La ingeniería Básica Extendida se inició el 10 de junio de 2011 con la suscripción del Contrato entre la empresa española MIRA TECNOLOGÍA S.L. y YPFB, con una ejecución total de USD1.9 MM contrato que concluyó en febrero de 2012.
El 28 de febrero de 2013 se adjudicó la Ingeniería Procura y Construcción (IPC) de la planta de GNL, Estaciones de Regasificación y Adquisición de Cisternas. El 8 de marzo de 2013, se suscribió el Contrato Llave en Mano entre la Unión Temporal de Empresas UTE Sener Ingeniería y Sistemas S.A.-Ros Roca Indox Cryo Energy, S.L.“SENER-INDOX” y YPFB, para la realización de la Ingeniería de Detalle, Procura, Construcción y Puesta en Marcha de la Planta de Gas Natural Licuado, Estaciones Satelitales de Regasificación y Adquisición de Cisternas, por un monto total de USD137.07MM.
La fiscalización del proyecto GNL, se adjudicó a la Empresa Bureau Veritas Argentina S.A., en octubre de 2013, por un monto de USD6.8MM.
Durante la gestión 2013 se lograron los siguientes avances para la construcción de la planta:
• Desmonte Área procesos, desmonte Área Campamento Permanente, movimiento de suelo.
• Ingreso de 4 frentes de trabajo para obras civiles: 1) fundación de tanque de GNL, 2) fundaciones área de procesos, 3) edificación de Sala de Control, 4) fundaciones de racks de tuberías.
Por otro lado se ha iniciado el trámite de la ley que transfiere en forma gratuita predios de 21 municipios para la construcción de las Estaciones Satelitales de regasificación
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2.5.2 Otros Proyectos
Planta de Tuberías y Accesorios para Gas Natural - El Alto
Estudio TESA concluido (Costo Bs461.091,97). Gestión de Financiamiento concluida.
Implementación Planta Petrocasas – Caracollo
Estudio TESA concluido (Costo Bs301.052,76). Proyecto enviado a la Vicepresidencia, al Ministerio de Planificación del Desarrollo y al FINPRO.
Complejo Petroquímico del Metanol
Estudio de Visualización concluido en la Gestión 2012.
Base de datos de empresas interesadas para el desarrollo de Estudio de Ingeniería Conceptual.
Planta Producción de PVC - Planta de Producción de Aromáticos (BTX) - Planta de Óxido de Etileno/Glicoles
Estudio de Visualización concluido en la Gestión 2012. Desarrollo de TDR para la contratación de una empresa que realice el Estudio de oportunidad de mercado.
Planta Producción Cloro/ Soda - Planta Producción de Acrílicos
Estudio de Visualización concluido en la Gestión 2013.
2.5.3 Logros Departamentales
Departamento de La Paz
Ciudad de El Alto: Proyecto “Planta Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural – El Alto”, a ser financiado por el Banco Central de Bolivia.
El objetivo del Proyecto es la Implementación de una planta industrial de transformación de Polietileno, para la producción de Tuberías para redes secundarias de Gas Natural, Geomembranas, Agrofilms y Tapones de seguridad para garrafas de GLP.
Inversión RequeridaInversion Total Requerida: Bs100.444.806 Periodo Recuperación Inversión: 6 AñosEmpleos Directos: 62 Empleos DirectosEmpleos Indirectos: 310 Empleos Indirectos
Departamento de Oruro
Para el Proyecto “Implementacion Planta Petrocasas – Caracollo” se ha concluido a el estudio T.E.S.A., y nos encontramos actualmente en la búsqueda de financiamiento de Bs. 385.646.455,00 requeridos para la ejecución de la fase de inversión.
El objetivo de esta planta es la producción y comercialización de partes constructivas (perfiles de paredes, ventanas, techos y puertas) de PVC para la construcción de viviendas con la tecnología PVC - Concreto, y contribuir a la disminución del déficit habitacional en Bolivia.
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3La tecnología PVC – Concreto, consiste en un sistema modular que utiliza perfiles prefabricados de PVC a manera de encofrado y son vaciados con concreto, dando mayor resistencia a la vivienda. Entre las principales ventajas, comparado con la tecnología constructiva tradicional se tienen: reducido tiempo de construcción; ahorro en materiales de acabado; no requiere de obra fina; alta resistencia estructural; material resistente a la humedad e inmunes a termitas, moho, hongos; resistente al fuego, además de no propagar llamas; buen nivel de aislamiento térmico y mantenimiento casi nulo.
A través de una Carta de Intenciones con el Gobierno Autónomo del Departamento de Oruro, se ha logrado acceder a un predio de 10 ha en el Municipio de Caracollo, comunidad de Laka Pukara.
Inversión RequeridaInversion Total Requerida: Bs385.646.455Periodo Recuperación Inversión: 8 AñosEmpleos Directos: 310 Empleos DirectosCapacidad de Producción: 6.600 Kits De Vivienda/Año
Departamento de Tarija
Se realizó un Estudio de Mercado para valorar y evaluar la potencialidad de mercado que justifique la Implementación de una segunda Planta industrial de Derivados de Polietileno en la Provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija.
Con este propósito se ha suscrito un Memorando de Entendimiento con el Sr. Marcial Rengifo, Ejecutivo Seccional de la Provincia Gran Chaco, Primera Sección Yacuiba, para gestionar la conformación de una sociedad para el desarrollo de los proyectos de industrialización.
Campo VíboraSanta Cruz
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2.6 Renta Petrolera
Recaudaciones por concepto de hidrocarburos
Los ingresos generados por el sector hidrocarburífero referentes a Regalías, Participación al TGN e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) se constituyen en un pilar fundamental para la economía del país, permitiendo a sus beneficiarios contar con más recursos para su desarrollo. Estas recaudaciones se traducen en proyectos de salud, educación, infraestructura, apoyo al sector productivo, promoción de empleo y fortalecimiento de instituciones, entre otros.
De acuerdo a la Constitución Política del Estado, la Ley N° 3058, los Decretos Supremos (D.S.) y las Resoluciones Ministeriales (R.M) respectivas, se controla y supervisa el cálculo y pago de Regalías y Participación al TGN, elaborados y ejecutados por YPFB. Esto se realiza según el siguiente detalle:
• Regalía Departamental: equivalente al 11% de la producción departamental fiscalizada;
• Regalía Nacional Compensatoria: del 1% de la producción nacional fiscalizada, pagada a los departamentos de Beni (en 2/3) y Pando (en 1/3), en cumplimiento a la Ley N º 981 del 7 de marzo de 1988; y,
• Participación a favor del TGN: del 6% de la producción nacional fiscalizada.
La Renta Petrolera es la base de la economía boliviana.
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Gráfico N° 11Total Renta por Hidrocarburos
2000 - 2013
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 180 188 137 220 288 318 385 439 659 433 602 792 1.103 1.252 0 0 0 0 0 339 685 781 1.172 770 1.070 1.408 1.61 2.227 0 0 0 0 0 0 282 196 382 288 443 582 905 1.131 9 8 8 7 6 5 5 4 6 8 9 8 7 12 18 25 9 18 38 70 197 185 290 200 47 197 345 334208 221 290 245 332 731 1.554 1.606 2.508 1.680 2.171 2.989 4.320 4.955
Fuente: MHE/YPFB/SINNotas:(1) Los datos de Otros Impuestos (Impuestos Upstream) corresponden a información del Servicio de Impuestos Nacionales. Su conversión al dolar, por año, está sujeta al Tipo de Cambio promedio por gestión.(2) Los datos de Regalías, Participaciones e IDH fueron obtenidos de los Informe de Liquidación del MHE. Para el año 2013, el mes de noviembre es preliminar y diciembre es promedio del periodo enero-octubre.(3) Los datos de la Participación a YPFB son fuente de YPFB.(4) En el caso de las Patentes, para el período 2011 a 2013 se utilizó el Tipo de Cambio correspondiente a enero de cada gestión, respectivamente. Para 2013 el dato es el último registrado.(5) En el caso de las Patentes, para las gestiones 2011 y 2012, se incorpora el pago efectuado fuera de plazo por parte de YPFB-Petroandina SAM.
Regalías y ParticipacionesIDHParticipación YPFBPatentesOtros ImpuestosTotal Estado
Acumulado = MM $us1.926
Acumulado = MM $us21.784
Para el año 2013, se alcanza un total de USD 1.252MM de Regalías (Departamental y Compensatoria) y Participación al TGN, pagadas; los montos referidos a los demás conceptos se pueden apreciar en el siguiente gráfico:
Planta Separadora de Líquidos Río Grande - Santa Cruz
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• El incremento de las recaudaciones se acentúa por la creación del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), cuya alícuota equivale al 32% de la producción fiscalizada. Este concepto ha permitido un importante ingreso fiscal al país; la distribución del IDH, es competencia del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas, es realizada a nivel nacional, siendo sus beneficiarios: las municipalidades, gobernaciones y universidades públicas; así como también este recurso contribuye a: la Renta Dignidad, al TGN, al Fondo Indígena y al Fondo de Educación Cívica.
De acuerdo al Gráfico anterior, en ocho años Bolivia recibió más de USD 21 mil millones por renta hidrocarburífera.
Los recursos que percibieron los departamentos a partir de la gestión 2005 por concepto de IDH alcanzaron a USD 6.514 MM de acuerdo al siguiente gráfico:
1400
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800
600
400
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Gráfico N° 12Distribución del IDH en Bolivia
Periodo 2005-2013: MM$us 6.514
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
17,99 42,64 47,14 56.47 57,02 59,58 80,46 108,76 139,5017,99 42,64 47,14 56.47 57,02 59,58 80,46 108,76 139,5013,36 57,98 68,34 87,62 88,23 92,21 124,51 168,30 215,8822,46 54,52 60,86 76,02 76,49 81,97 109,37 143,28 184,7017,99 42,64 47,14 56,47 57,02 59,58 80,46 108,76 139,5017,99 42,64 47,14 56,47 57,02 59,58 80,46 108,76 139,5010,93 50,10 57,28 72,49 72,43 75,70 102,21 138,17 175,7720,16 60,96 74,31 94,81 95,11 98,73 133,72 180,62 232,5411,77 42,61 46,31 57,34 57,02 59,58 80,46 108,76 139,50150,65 436,71 495,64 614,16 617,35 646,52 872,10 1174,15 1506,39
Fuente: DGSGIF - Unidad de Información y Análisis Financiero del Ministerio de Economía y Finanzas Públicas. Nota: En el año 2005, los pagos a las Prefecturas son registrados a partir de junio y los pagos a las Universidades y Gobiernos Municipales a partir de octubre.
PandoBeniSanta CruzTarijaPotosíOruroCochabambaLa PazChuquisacaTotal Nacional
150,65
436,71 495,64614,16 617,35
1506,39
646,52
872,10
1174,15
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32.7 Transporte de Hidrocarburos
La red de transporte de gas natural se extiende sobre dos tercios del país. Los tramos de gasoductos que forman el sistema de transporte de gas natural son los siguientes:
DUCTOS SIGLA CAPACIDAD MAXIMA (MMmcd)Carrasco – Yapacani G.C.Y. 3,29Yapacani – Colpa G.Y.C. 4,54Colpa - Río Grande G.S.C.Y. 6,94Carrasco - Valle Hermoso G.C.V.H. 0,91Vibora – Kanata G.V.K. 0,25Colpa – Mineros D.G.C.M. 0,45Yacuiba – Caigua G.S.C.Y. 1 9,69Caigua – Taquiperenda G.S.C.Y. 2 12,91Taquiperenda – Saipuru G.S.C.Y. 3 12,46Saipuru - Río Grande G.S.C.Y. 4 13,74gasoducto de Integración Juana Azurduy G.I.J.A. 13,59Villamontes – Tarija GVT 0,49Tarija - El Puente DGTP 0,16Taquiperenda - Tarabuco G.T.C.-1 0,59Tarabuco – Sucre G.T.C.-2 0,83Tarabuco – Cochabamba G.T.C.-3 0,28Sucre – Potosi G.S.P. 0,19Carrasco – Cochabamba G.C.C. 3,40Río Grande – Parotani G.A.A. 2,12Parotani – Oruro G.A.A. 2,16Oruro - La Paz G.A.A. 1,86Derivada Parque Industrial D.G.P.I 2,35Río Grande - Santa Cruz G.R.S.Z. 2,45Yacuiba - Río Grande GASYRG 17,60Chiquitos - San Matías GOB 2,80Río Grande – Mutún GTB 30,08
Cuadro N° 4Detalle de Tramos de Gasoductos
Fuente: YPFB Transporte S.A., GTB, GOB, Transierra* No se incluyen capacidades de Laterales y Ductos Menores
Gasoducto de Integración Juana Azurduy
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La Red de Transporte de Líquidos que opera YPFB Transporte cubre el centro y sur de Bolivia. Los tramos de los ductos que forman el sistema de transporte por Oleoductos son los siguientes:
DUCTOS SIGLA CAPACIDAD MAXIMA (MMmcd)OLEODUCTOSPocitos – Tiguipa OCY – I 8,50Int. San Alberto – Pocitos OCY – I -Int. San Antonio – Tiguipa OCY –II 18,00Int. San Antonio – Tiguipa OCY –III 13,80Int. Campo Grande* - Tiguipa OCY - I & II & III 47,60Tiguipa – Chorety OCY - I&II 29,15Tiguipa – Chorety OCY - I & II & III 46,80Chorety - Santa Cruz O.C.S.Z.-2 49,80Río Grande - Santa Cruz O.R.S.Z. 10,50Carrasco – Cochabamba O.C.C. -Santa Cruz – Cochabamba O.S.S.A.-1 33,50Cochabamba - Campero/Arica O.S.S.A.-2 18,00Surubi – Carrasco O.S.C.R. 15,00Carrasco – Caranda O.N.S.Z.-2 19,50Víbora - Sirari - Yapacani-Humberto Suarez O.N.S.Z.-1ª 5,00Humberto Suárez – Caranda O.N.S.Z.-1C 8,10Caranda - Santa Cruz O.C.S.C. 30,00PROPANODUCTOSRío Grande - Santa Cruz P.R.G.S. 6,30Palmasola – Flamagas P.P.F. 6,00
Cuadro N° 5Detalle de Tramos de Oleoductos
Fuente: YPFB Transporte S.A.
Por otra parte, se encuentran los poliductos que son operados por la empresa YPFB Logística S.A. Los ductos que forman el sistema de transporte por Poliductos son los siguientes:
DUCTOS SIGLA CAPACIDAD MAXIMA (MMmcd)Poliducto Cochabamba La Paz (YPFB Logística) OCOLP 12,00Poliducto Cochabamba Pto. Villarroel (YPFB Logística) PCPV 1,89Poliducto Camiri Sucre (YPFB Logística) PCS 3,33Poliducto Sucre Potosí (YPFB Logística) PSP 2,58Poliducto Villamontes Tarija (YPFB Logística) PVT 1,70Poliducto Santa Cruz Camiri (YPFB Logística) OCSZ-1 3,65
Cuadro N° 6Detalle de Tramos de Poliductos
Fuente: YPFB Logística S.A.
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3A continuación se presentan las principales métricas de desempeño de YPFB Transporte SA para los periodos 1999 – 2005 y 2006 – 20135.
250
200
150
100
50
0
Gráfico N° 13Volúmenes transportados – Gas Natural Mercado Interno
(En Millones de pies cúbicos día)
107
232
1995 - 2005 2006 - 2013Fuente: YPFB Transporte SA
5 Los datos de diciembre de la gestión 2013 son estimados.
700600500400300200100
0
Gráfico N° 14Volúmenes transportados – Gas Natural Mercado de Exportación
(En Millones de pies cúbicos día)
281
631
1999 - 2005 2006 - 2013
Fuente: YPFB Transporte SA
60
50
40
30
20
10
0
Gráfico N° 15Volúmenes transportados – Líquidos al Mercado Interno
(Barriles por día)
44,3
55,1
1999 - 2005 2006 - 2013Fuente: YPFB Transporte SA
9,35
9,3
9,25
9,2
9,15
9,1
9,05
9
Gráfico N° 16Volúmenes transportados – Líquidos al Mercado de Exportación
(Barriles por día)
9,1
9,3
1999 - 2005 2006 - 2013Fuente: YPFB Transporte SA
Respecto a las actividades de YPFB Logística SA se tiene que el movimiento de productos terminados por poliductos, ha presentado hasta noviembre de la gestión 2013 una reducción significativa en los volúmenes transportados de Diesel Oíl, debido a la reducida disponibilidad de este combustible lo cual ha significado el incremento en la logística de importación del mismo mediante el transporte por
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Gráfico N° 17Movimiento de Productos Terminados a través de los Poliductos
(En MMBBL)
Fuente: YPFB Transporte SA
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013*
4,50
4,00
3,50
3,00
2,50
2,00
1,50
1,00
0,50
Gasolina Especial GLP Diesel Oil GLSR Jet Fuel Kerosene
Los volúmenes transportados de gas para el mercado interno se incrementaron de 3,77 MMmcd el 2005 a 8,53 MMmcd promedio el 20136, esto significa un crecimiento de los volúmenes transportados de 126%. El transporte de líquidos al mercado interno se incrementó en un 20,3% de 55,6 MBPD el 2005 a 66,9 MBPD promedio el 2013.
Por otra parte, en este mismo periodo, el promedio diario de transporte de gas natural para la exportación a Argentina y Brasil, correspondiente a los ductos de YPFB Transporte y GTB, se incrementó en un 56 %, de 30,10 MMmcd a 46,86 MMmcd.
Estos crecimientos récord fueron consecuencia del crecimiento de la demanda de gas natural que a fin de ser satisfecha en su totalidad, se acompañó con la ampliación y construcción de gasoductos en el mercado interno y externo.
cisternas. Los volúmenes transportados de Gasolina Especial tuvieron un incremento natural proporcional a la demanda de este combustible, el mismo comportamiento se tuvo con los productos transportados como ser el Jet Fuel, Kerosene y GLP.
6 El promedio de la gestión 2013 corresponde a los meses de enero a octubre.
El sector de transporte de hidrocarburos tuvo inversiones importantes.
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32.8 Instalaciones Red Domiciliara
2.8.1 Instalaciones Internas
Se distinguen las instalaciones construidas que no cuentan con los servicios de gas operando, y las instalaciones dadas de alta que son aquellas que luego de haberse implementado en los domicilios, cuentan con el servicio de gas operando; esta diferencia es resultado de la temporalidad entre la implementación de la red secundaria y la conexión domiciliaria en las diferentes zonas.
Las instalaciones internas dadas de alta a nivel de los Distritos de Redes de Gas desde la gestión 2005 y proyectadas al cierre de la gestión 2014, son las siguientes:
DISTRITALES Acum. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 2014** TOTAL 1994 -2005Chuquisaca 3.770 2.021 2.062 1.652 3.609 1.736 3.501 4.004 4.338 3.000 29.693Cochabamba 0 0 0 0 21.732 2.944 5.289 12.890 16.845 22.000 81.700La Paz 438 166 1.186 2.966 2.490 4.350 8.468 7.155 14.279 16.000 57.498El Alto 7.767 347 4.742 11.604 16.193 13.538 35.527 19.759 24.470 26.400 160.347Oruro 4.317 447 2.820 2.300 2.565 3.641 5.776 3.098 5.231 10.100 40.295Potosí 5.684 54 1.374 3.066 1.393 1.835 3.193 3.080 3.260 7.000 29.939Santa Cruz 6.045 1.595 1.615 2.600 2.484 2.341 4.621 5.602 15.939 45.500 88.342TOTAL 28.021 4.630 13.799 24.188 50.466 30.385 66.375 55.588 84.362 130.000 487.814
Cuadro N° 7 Instalaciones Internas dadas de Alta por Departamento
Fuente: YPFB-GNRGD(*) Valores preliminares hasta diciembre 2013.(**)Programación 2014
Entre la gestión 1994 hasta el 2005, el número de instalaciones internas construidas y con flujo de gas alcanza a 28.021; entre el 2006 al 2013, vale decir en los 8 años de nacionalización, el número de instalaciones internas logradas asciende a 329.793, lográndose llegar a 11 veces más hogares con gas domiciliario respecto a los 12 años previos.
6 El promedio de la gestión 2013 corresponde a los meses de enero a octubre.
El Vicepresidente encendiendo una cocina que funciona a gas domiciliario en la ciudad de La Paz.
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2.8.2 Tendido de Red Primaria y Secundaria
En el periodo 1994 al 2013, la cantidad de metros tendidos de red primaria y secundaria a nivel nacional, para la dotación de gas natural domiciliario ascenderán a 1.082 kilómetros y 8.069 kilómetros respectivamente a nivel nacional; tal como se puede apreciar en el cuadro siguiente:
Distritos de Red Secundaria Red Primaria(Redes) (metros) (metros)El Alto 1.912.662 124.206La Paz 808.096 71.851Oruro 529.064 58.223Potosí 360.748 11.729Chuquisaca 362.810 65.125Santa Cruz 2.276.609 485.885Cochabamba 1.819.425 228.372Tarija 0 36.700Total 8.069.415 1.082.091
Cuadro N° 8Red Primaria y Secundaria por Departamento hasta el 2013
Fuente: YPFB Casa Matriz
Los mayores volúmenes de red primaria y secundaria tendidos hasta el 2013, fueron realizados en los Departamentos de La Paz, Cochabamba y Santa Cruz, no solo por la magnitud geográfica de las manchas urbanas de estas tres ciudades, sino por la extensión hacia ciudades intermedias próximas.
Entre 1994 y 2005, se construyeron 298 Km de red primaria y 676 km de red secundaria, mientras que entre 2006 y 2013 se llegó a 756 km de red primaria y 922 km de red secundaria respectivamente.
4.0003.5003.0002.5002.0001.5001.000
5000
Gráfico N° 18Construcción Anual de Red Primaria y Secundaria a Nivel Nacional
Acum. 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013* 20142005
298 1 6 35 150 113 187 163 141 281Red PrimariaRed Secundaria
Kilòm
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676 189 171 587 868 732 925 1.019 1.982 3.685(p) Preliminar diciembre 2013; (p) Programado 2014Fuente: YPFB Casa Matriz
Con relación a las inversiones en Redes de Gas domiciliario, desde la gestión 2005 a la gestión 2013, se invirtió USD 412 MM, cifra que se constituye en un hito en esta actividad, acorde a la decisión de masificar el consumo de gas natural en el país. Los datos periódicos de la inversión se muestran en el siguiente gráfico:
2005 2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014
300
250
200
150
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50
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Gráfico N° 19Inversiones Anuales en Redes de Gas Domiciliario
(En millones de dólares)
Fuente: YPFB Casa Matriz (p) programación 2014
6,8 7 10,5 30
94,9 79,598,3
25,4
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2.9 Conversiones a Gas Natural Vehicular
Durante la gestión 2013 se han realizado un total de 34.359 conversiones a nivel nacional, con una ejecución de Bs155.838.989, que corresponde al 97% del presupuesto asignado; en el siguiente cuadro se presenta el detalle a nivel departamental:
Las conversiones realizadas desagregadas son las siguientes:
Departamento Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic TotalLa Paz 550 194 298 752 1.171 1.175 1.079 1.471 1.158 1.987 1.187 447 11.469 Santa Cruz 1.079 799 677 640 870 623 503 1.366 1.023 1.844 1.074 - 10.498 Cochabamba 421 387 427 231 556 519 466 1.010 614 874 579 174 6.258 Oruro 295 160 153 239 301 34 128 286 144 251 119 51 2.161 Chuquisaca 378 242 324 123 368 114 54 437 198 299 141 98 2.776 Potosí 214 35 102 84 106 97 57 123 95 144 97 43 1.197 Total 2.937 1.817 1.981 2.069 3.372 2.562 2.287 4.693 3.232 5.399 3.197 813 34.359
Cuadro N° 9Conversiones vehiculares del parque automotor nacional
Fuente: EEC GNV
Departamento Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic TotalLa Paz 27 37 105 176 639 923 885 1108 702 329 241 120 5292Santa Cruz 546 374 164 177 246 138 53 212 108 148 127 - 2.293 Cochabamba 83 387 329 189 424 304 245 228 118 283 225 99 2.914 Oruro 89 142 73 124 37 1 11 23 9 10 2 7 528 Chuquisaca 84 26 29 5 24 7 - 9 2 17 2 - 205 Potosí 24 1 14 8 6 1 1 1 1 1 - - 58 Total 853 967 714 679 1.376 1.374 1.195 1.581 940 788 597 226 11.290
Cuadro N° 10Conversiones vehiculares del parque automotor público
Fuente: EEC GNVLa conversión a GNV es gratuita para todos.
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Departamento Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic TotalLa Paz - - 10 4 27 17 7 2 7 17 5 1 97 Santa Cruz - - - 1 5 1 4 2 5 17 2 - 37 Cochabamba - - - - - - - - - - - - - Oruro 2 - - 6 - 1 - - - 2 3 - 14 Chuquisaca - 1 1 - 2 - - 3 - 15 10 - 32 Potosí 1 2 - - 10 6 - 12 9 17 1 2 60 Total 3 3 11 11 44 25 11 19 21 68 21 3 240
Cuadro N° 11Conversiones vehiculares del parque automotor estatal
Fuente: EEC GNV
Departamento Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic TotalLa Paz 523 157 183 572 505 235 187 361 449 1.641 941 326 6.080 Santa Cruz 533 425 513 462 619 484 446 1.152 910 1.679 945 - 8.168 Cochabamba 338 - 98 42 132 215 221 782 496 591 354 75 3.344 Oruro 204 18 80 109 264 32 117 263 135 239 114 44 1.619 Chuquisaca 294 215 294 118 342 107 54 425 196 267 129 98 2.539 Potosí 189 32 88 76 90 90 56 110 85 126 96 41 1.079 Total 2.081 847 1.256 1.379 1.952 1.163 1.081 3.093 2.271 4.543 2.579 584 22.829
Cuadro N° 12Conversiones vehiculares del parque automotor privado
Fuente: EEC GNV
Instalación de GNV en la ciudad de El Alto.
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32.10 Recalificación y reposición de cilindros de GNV
Durante la gestión 2013 se han realizado un total de 4.923 recalificaciones y reposiciones, con una ejecución de Bs10.927.430, que corresponde al 91,6% del presupuesto asignado; en el siguiente cuadro se presenta el detalle a nivel departamental:
Departamento Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic TotalLa Paz 58 73 94 184 115 30 39 160 239 344 477 231 2.044 Cochabamba 83 121 145 345 345 22 152 224 85 324 297 122 2.265 Tarija 31 28 71 76 134 340 Sucre 137 137 274 Totales 141 194 239 529 460 52 191 415 352 739 987 624 4.923
Cuadro N° 13Recalificaciones y reposiciones de Cilindros de GNV
Fuente: EEC GNV
Programado Ejecutado Saldo % de Ejec.Conversión 159.336.668 155.838.989 3.497.679 97,80%Recalificación 11.934.232 10.927.430 1.006.802 91,56%Total 171.270.900 166.766.419 4.504.481 97,37%
Cuadro N° 14 Inversión en Conversión, Recalificación y Reposición
(En Bolivianos)
Fuente: EEC GNV
La Paz avanza en el cambio de matriz energética a GNV.
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Refinería Gualberto Villarroel - YPFB RefinaciónCochabamba
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Desarrollo EnergéticoIII.
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Contenido Pág.III. Desarrollo Energético ...............................................75
3.1 Balance Energético Nacional (BEN 2000-2013) ......................773.2 Balance Energético Departamental (BED 2000-2012) ............803.3 Balance de Energía Útil (BEU) .................................................813.4 Base de Indicadores de Eficiencia Energética (BIEE) .............823.5 Normas Bolivianas de Eficiencia Energética ............................823.6 Red Nacional de Eficiencia Energética ....................................833.7 Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) ....833.8 Integración Energética .............................................................84
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3.1 Balance Energético Nacional (BEN 2000-2013)
Con la recopilación, sistematización y registro de la información anual de oferta y demanda de energía a nivel nacional, desagregada por fuente y sector de consumo y tomando en cuenta información preliminar del BEN 2000-2013, según la estructura de la producción de energía primaria establecida en este Balance Energético Nacional, se muestra que ésta se constituye principalmente por Gas Natural, que alcanza 80,8% del total de la producción primaria, seguido por Petróleo, Condensado y Gasolina Natural con 13,5%; biomasa e hidroenergía con 4,5% y 1,0%, respectivamente.
A continuación se muestra esta distribución:
Gráfico N° 20Estructura de la Producción de Energía Primaria
2013 (P)
Petróleo, Cond y Gas Natural13,5%
Gas Natural 80,8%%
Biomasa4,5%Hidroenergía
1,1%
III. Desarrollo Energético
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2013 (P) Preliminar
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El sector de transporte es el principal demandante de energía, con el 42% respecto al total de consumo de todos los sectores. Otros sectores como el sector industrial y residencial participan con el 27% y 17% del consumo total de energía, según datos preliminares de balance al 2013.
Gráfico N° 21Bolivia: Evolución de la oferta de energía por fuente
(En millones de BEP) 2000-2013 (p)
180160140120100806040200
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2013BEP: Barriles Equivalentes de Petróleo
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (p)
Petróleo Biomasa Hidroenergía Gas Natural Consumo Interno
Exportación
DemandaConsumo Interno
Oferta
Gráfico N° 22Bolivia: Demanda de Energía por Sector
(En millones de BEP) 2000 – 2013(p)
454035302520151050
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2013
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (p)
Transporte Industria Residencial
Agro, pesca y minerìa Comercial
Residencial 17%
Industria 27%
Transporte 42%
Cabe mencionar que la información para la gestión 2013 tiene carácter preliminar, ya que está en proceso de consolidación y validación la información presentada para la mencionada gestión. El gas natural es la principal fuente de energía primaria de Bolivia, y también el principal hidrocarburo de exportación. La energía renovable (hidroenergía y biomasa) tiene una participación de 5,6% de la producción total de energía, según la matriz energética preliminar al 2013.
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3Según fuente de energía, el Diesel Oil es el principal combustible consumido en el país, seguido por las gasolinas. Ambos combustibles utilizados por el sector transporte principalmente.
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (p)
Gas Natural 23,1%
Biomasa 15,1%Electricidad 10,2%GLP 7,1%Gasolinas16,6%
Diesel Oil 24,8%
Gráfico N° 23Bolivia: Demanda de Energía por Energético
(En millones de BEP) 2000 – 2013 (p)
504540353025201510
50
Fuente: Balance Energético Nacional 2000-2013 (p)
Gas Natural Biomasa Electricidad GLP (p)Gasolinas Diesel Oil Otros Derivados No energético
Refinería Palmasola - Santa Cruz
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3.2 Balance Energético Departamental (BED 2000-2012)
Tomando en cuenta la estructura de la producción de energía primaria por departamento, el departamento de Tarija produce el 65,9% del total de la producción de energía primaria en el país, le siguen los departamentos de Santa Cruz y Cochabamba.
Gráfico N° 24Estructura de la producción de energía
primaria por departamento 2012 (p)
Tarija65,9%
Chuquisaca3,7%Cochabamba
7,2%Santa Cruz
21,0%
La Paz1,5%
Potosí0,8%
Fuente: Balance Energético Departamental 2012 (p)
El Presidente Evo Morales destaca el trabajo hidrocarburífero.
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3Tomando en cuenta la estructura del consumo final de energía por departamento, el departamento de Santa Cruz es el de mayor consumo con el 34,5% del total del consumo de energía en el país, le siguen los departamentos de La Paz y Cochabamba.
La Paz22,6%
Cochabamba18,5%
Santa Cruz34,5%
Potosí6,9%
Tarija5,2%
Chuquisaca4,6%
Beni2,0%
Oruro5,1%
Pando0,5%
Gráfico N° 25Estructura del consumo final de energía por departamento 2012 (P)
Fuente: Balance Energético Departamental 2012 (p)
El BED 2011 ha sido publicado en la página web del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, y el BED 2012 está en proceso de elaboración. Los datos que se presentan para el BED 2012, son preliminares.
El BED 2011 ha sido publicado en la página web del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, y el BED 2012 está en proceso de elaboración. Los datos que se presentan para el BED 2012, son preliminares.
3.3 Balance de Energía Útil (BEU)
En el marco del desarrollo del sector energético del país se han definido objetivos estratégicos relacionados a la sostenibilidad del sector de hidrocarburos y energético en general, para lo cual, es necesario conocer las características de producción primaria y secundaria de energía, además, de las características de consumo de energía.
De ésta manera, con el apoyo de la Agencia Canadiense de Desarrollo Internacional (ACDI) y del Proyecto de Hidrocarburos de Bolivia y Canadá (BCHP, por sus siglas en inglés), organismo que busca apoyar el desarrollo a largo plazo y la sostenibilidad del sector de hidrocarburos en Bolivia; se inició un proceso de consultoría para elaborar un plan de trabajo que permita al Viceministerio de Desarrollo Energético diseñar una propuesta para la elaboración de herramientas de planificación energética. En definitiva, el objetivo central es contar con un Balance de Energía Útil (BEU) que es un instrumento de información de la demanda de energía que permitirá realizar la toma de decisiones de política energética, con un concepto de uso racional de la energía y las sustituciones entre fuentes, que reflejan eficiencia energética.
El BEU es un proyecto de corto y mediano plazo, que tiene una duración de hasta tres años. En la gestión 2013, se ha logrado finalizar una primera etapa del estudio, a partir del desarrollo de la metodología del BEU para el cálculo de Energía Útil por cada sector. Asimismo se han desarrollado los perfiles sectoriales de cada sector económico (industrial, residencial, agropecuario, transporte y minería) del BEU y se concluyó con la propuesta de diseño de encuestas sectoriales para la elaboración del BEU. Finalmente, se proyectaron los costos financieros que se deben cubrir para completar este proyecto.
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3.4 Base de Indicadores de Eficiencia Energética (BIEE)
El Viceministerio de Desarrollo Energético en coordinación con la Comisión Económica para la América Latina y el Caribe (CEPAL) de la Organización de las Naciones Unidas (ONU) convergen en la importancia de mejorar la eficiencia energética en la producción y uso de la energía pues la misma mejora la competitividad de los productos industriales de los países, favorece las condiciones de acceso a la energía para el logro de una mayor equidad social, alienta la explotación racional de los recursos y el uso de tecnologías amigables con el medio ambiente, y contribuye a afirmar la seguridad del suministro energético.
En coordinación con los otros países del MERCOSUR, se ha implementado el Proyecto de Estandarización de Indicadores de Eficiencia Energética, para mejorar el monitoreo y sostenibilidad de los programas y políticas energéticas en los países del MERCOSUR.En virtud al trabajo desarrollado en la Dirección General de Planificación e Integración Energética, se ha concluido la construcción de la Base de Indicadores de Eficiencia Energética de los sectores: Macroeconómico, Oferta Energética, Transporte, Industria y Agropecuario.
3.5 Normas Bolivianas de Eficiencia EnergéticaDe manera coordinada con IBNORCA se ha concluido con la elaboración y publicación de las siguientes Normas de Etiquetado:
NB 87002 Eficiencia Energética en Acondicionadores de Aire – Especificaciones y Etiquetado.NB 87004 Eficiencia Energética en Lámparas fluorescentes compactas, circulares y tubulares - Especificaciones
y Etiquetado.Termoeléctrica El Alto (Unidad 1) - La Paz
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3Para cada norma se elaboraron propuestas de Decreto Supremo para su implementación en el marco del Plan de Eficiencia Energética.
De igual manera, en coordinación con IBNORCA se ha concluido con la elaboración y publicación de las siguientes Normativas Técnicas:
NB 1412001:1 Alumbrado Público – Definiciones.NB 1412001:2 Alumbrado Público – Reglas generales y especificaciones técnicas para vías de circulación pública.NB 1412001:3 Alumbrado Público – Mantenimiento y depreciación de las instalaciones.
En el marco de la Ley de Municipalidades, se elaboró una propuesta de Decreto Supremo para la aplicación obligatoria de éstas normas. En la siguiente gestión, se debe proceder con las Normas de Etiquetado correspondientes.
Finalmente, se elaboró la Norma de Uso Eficiente de Energía en Oficinas del Sector Público (Manual):
• Norma elaborada para el uso del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, entidades bajo tuición, así como otras instancias del Órgano Ejecutivo.
• Tiene como objetivo efectuar acciones directas que permitan el uso racional y eficiente de la energía para obtener ahorros en el consumo de energía y reducción de costos por los servicios energéticos.
3.6 Red Nacional de Eficiencia Energética
• Se llevó a cabo el Seminario/Taller Internacional de Eficiencia Energética para la conformación de la Red Nacional de Eficiencia Energética que tiene como propósito constituirse en un escenario que tiene como objetivo compartir información estadística, experiencias, iniciativas, estado de situación de programas, investigaciones, evaluaciones, estudios, fuentes de financiamiento, capacidades y habilidades de actores en eficiencia energética entre instituciones públicas y privadas, nacionales e internacionales.
• Mediante Resolución Ministerial MHE N° 341-13 de 16 de diciembre de 2013, se ha institucionalizado la Red de Eficiencia Energética al interior del Ministerio.
• Se ha iniciado un proceso continuo de reuniones-talleres con la participación de instituciones públicas y privada de cada uno de los sectores económicos en los cuales se busca implementar medidas de Eficiencia Energética.
3.7 Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE)
El uso eficiente de la energía se plantea a nivel mundial, como uno de los pilares de las políticas energéticas, para promover el crecimiento económico y desarrollo de un país. Al mismo tiempo, cumple los objetivos de seguridad energética, reducir la dependencia de energéticos importados, aumentar la equidad en el acceso a la energía y obtener reducciones de contaminantes atmosféricos y de emisiones de gases de efecto invernadero.La elaboración del Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética en su primera fase comprende:
• Realización de Talleres Sectoriales sobre Eficiencia Energética con Ministerios, Gobernaciones, Alcaldías, Universidades, Organismos Internacionales.
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• Elaboración del diagnóstico de consumo de energía por sectores económicos a nivel nacional.
• Priorización de Programas en función a los resultados de los talleres.• Definición de fases de implementación del PAEE.• Cuantificación de los aspectos financieros de la primera fase de
implementación del PAEE.• Identificación de fuentes de financiamiento.• Determinación de indicadores de impacto del PAEE en términos
de Eficiencia Energética, en reducciones de consumo de Energía Final y reducciones de gases de efecto invernadero.
• Diseño y Priorización de 3 Programas de Eficiencia Energética en los diferentes sectores y actividades económicas desde el enfoque de oferta y demanda de energía.
• Diseño de un Programa Piloto que promueva la capacitación, educación, socialización y difusión de eficiencia energética.
3.8 Integración EnergéticaEl país es miembro de las siguientes organizaciones:
Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG).
El FPEG es una instancia que permite a Bolivia:
• Ser miembro de una organización que aglutina a los principales productores y exportadores de gas natural a nivel mundial, equivalente a una OPEP del gas.
• Tener acceso a las experiencias y tecnología expuesta por los miembros del FPEG, así como a información estadística, análisis y perspectivas sobre el comportamiento de los precios de gas a nivel global.
• Las tendencias del mercado de gas natural, ahora que se comercializa como commodity en el mercado spot, pueden estar influenciadas por políticas definidas por el FPEG.
• El Foro entre sus objetivos tiene también la promoción del desarrollo sostenible utilizando los recursos por la explotación de gas natural, por lo que Bolivia podría participar en programas de esta naturaleza que promueva el FPEG.
• La participación de Bolivia y Venezuela en el FPEG pueden fortalecer el ALBA, por ser un foro centralizado en el tratamiento de políticas multilaterales de hidrocarburos.
• Bolivia podría organizar un congreso del FPEG que puede convertirse en un escenario óptimo para atracción de inversiones al sector en el país.
El FPEG es una instancia que apoya a los países miembros en:
• Derechos Soberanos sobre los recursos de Gas Natural.• Capacidades para lograr desarrollo sostenible, eficiente y
responsable con el medio ambiente.• Capacidades en el uso y conservación de los recursos de gas
natural para el beneficio de sus pueblos.
Organización Latinoamericana de Energía - OLADE
En calidad de Coordinador Nacional de OLADE, se estableció un enlace adecuado entre esta organización, la Cooperación Internacional y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Dentro de las iniciativas de la Dirección de Estudios y Proyectos de la OLADE, se emprendieron varios proyectos, entre los que se encuentran:
Proyectos de OLADE – CANADA con Bolivia:
• Gobernanza energética: Asistencia Técnica en Política y Regulación de Electricidad en Bolivia.
• Mejora en Accesos a los Mercados Energéticos.• Diagnóstico de la generación eléctrica en Bolivia• Esquemas de financiamiento para la generación eléctrica en Bolivia.
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3• Aplicación de la responsabilidad social corporativa en Sistemas.• Desarrollo de equidad de género en el sector energético.• Apoyo al Programa de Energía, Ambiente y Población (EAP).
Talleres de Capacitación:
• Taller Nacional de Capacitación Bolivia.• Diálogo-Taller Subregional de Capacitación en Género y Energía
para Sudamérica.
Cursos de Capacitación Virtual:
• En 2013, se han llevado a cabo 20 cursos de Capacitación Virtual (CAPEV) en los que se han capacitado decenas de servidores públicos, incluido personal del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.
Bolivia miembro del CODI:
• Bolivia logró el ingreso como miembro del Comité Directivo (CODI) de OLADE, conjuntamente a Argentina, Paraguay y Venezuela en la subregión sudamericana.
OLADE - PALCEE
• Se realizó el Taller Internacional de Eficiencia Energética, para la conformación de la Red de Eficiencia Energética.
Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños - CELAC
El Ministerio de Hidrocarburos y Energía, participó en la Reunión de Ministros de noviembre de 2013 que aprobó los siguientes lineamientos de integración energética:
Refinería Gualberto Villarroel - Cochabamba
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• Plan de Acción de CELAC 2013.• Instrumentación de la Estrategia Energética• Promover el Trabajo hacia el Desarrollo y Aplicación de Políticas
que garanticen un suministro de energía moderno, viable y eficiente.
• Estudios e Investigaciones para el desarrollo de Infraestructura.• Creación del Grupo Ad-Hoc con el objetivo de proponer y analizar
escenarios sobre políticas y estrategias.• Lograr un balance energético en la región.
Unión de Naciones Suramericanas (UNASUR)
En el marco de la UNASUR se tiene los siguientes logros:
• Se cuenta con los lineamientos de la Estrategia Energética Suramericana y el Plan de Acción para la Integración Energética Regional.
• Se viene trabajando de manera coordinada con las Delegaciones, la elaboración del Tratado Energético Suramericano.
• Se estableció configurar una propuesta metodológica para la realización del diagnóstico del Balance Energético Suramericano con el fin de lograr la homologación de datos, indicadores y valores de la región.
• El Grupo Coordinador de Planificación Energética asumió:a) Elaborar la propuesta de criterios para la caracterización y
clasificación de proyectos, asumidos por Ecuador.b) Levantamiento de información (demográfica, económica,
potenciales energéticos, entre otros), asumida por Venezuela.• Referente al Estudio de viabilidad de la creación del Instituto de
Investigación Energéticas de la UNASUR, se realizó:a) La revisión y análisis de cada una de las recomendaciones y/o
comentarios recibidos por parte de los países miembros.b) Las pruebas para colocar a disposición de los Delegados en
la plataforma tecnológica de UNASUR, el cuestionario que utilizará para el diagnóstico de los centros de investigación.
Comisión Intergubernamental Bolivia-Ecuador
El Convenio de Cooperación incluye las siguientes áreas:
- Planificación de Hidrocarburos - Matriz Energética- Eficiencia energética y - Cualquier otra área de interés mutuo que sea determinada entre
las instituciones firmantes.
I Reunión de la Comisión Intergubernamental Ruso – Boliviana de Cooperación Económico Comercial
Bolivia y Rusia han aunado esfuerzos para concretar la primera reunión de la Comisión Intergubernamental de Cooperación Económico Comercial.
Conforme al Convenio Constitutivo de la Comisión Intergubernamental de Cooperación Económico-Comercial, dicha comisión debe cumplir las siguientes funciones:
a) Considerar los asuntos relacionados con la cooperación económico-comercial entre ambos países, a fin de estudiar las posibilidades de su fortalecimiento permanente.
b) Presentar sugerencias, dirigidas al desarrollo ulterior del comercio recíproco y de la cooperación económica.
c) Contribuir al intercambio de información sobre asuntos que puedan ser objeto de cooperación mutua en el campo económico-comercial.
d) Examinar el cumplimiento de los acuerdos vigentes en el campo de la cooperación económico-comercial, a fin de presentar recomendaciones orientadas a mejorar mecanismos que permitan una adecuada ampliación de la cooperación.
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3Organización de Estados Americanos - OEA: Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA)
Se participa de la Alianza de Energía y Clima de las Américas (ECPA), que es un mecanismo mediante el cual los gobiernos del hemisferio Occidental pueden voluntariamente llevar a cabo iniciativas en materia de:
• Eficiencia energética, energía renovable, combustibles fósiles más eficientes y menos contaminantes,
• Infraestructura energética, insuficiencia energética, uso sostenible de la tierra y adaptación al cambio climático.
Programa de las Naciones Unidas para el Medio Ambiente & Fondo Mundial para el Medio Ambiente (PNUMA-GEF)
• Se ha logrado el financiamiento para la evaluación de factibilidad del Proyecto sobre Iluminación Eficiente en Bolivia.
• Se ha iniciado la consultoría para definir la factibilidad del proyecto y las pruebas piloto que sean necesarias.
Cooperación Noruega – NORAD
• Se completó exitosamente el Curso de Gas y Petróleo en sus 8 módulos, dirigido a profesionales de las instituciones públicas del sector.
• Se recibió asistencia técnica en la elaboración de normativas del sector hidrocarburífero.
• Se llevó a cabo un taller de capacitación del Modelo Económico ADAPT.
• Se realizó un Taller de planificación del Programa Petróleo para el Desarrollo.
• Se elaboraron los documentos de propuesta de cooperación para el período 2014-2016.
Cooperación Canadiense
• Se ha suscrito el Convenio de Cooperación interinstitucional para la implementación del Tercer Programa de Capacitación en Monitoreo Socio Ambiental para Pueblos Indígenas, mismo que concluyó exitosamente.
• Financiamiento de la Consultoría para determinar el Precio de oportunidad del Gas.
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Ficha Ambiental
Manifiesto Ambiental
Programa de Prevención y Mitigación Plan...
Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental I
Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental II
Adenda
Renovación e Integración de Licencias
Actualización de Licencias Ambientales
Informe de Monitoreo Ambiental
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150
1521
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Gráfico N° 26IRAP’s evaluados en la gestión 2013
Fuente: DGGSA - VMDE
Se ha evaluado el 100% de los documentos que permiten la viabilización de Licencias Ambientales, debido a que los mismos tienen tiempos de atención obligatorios establecidos en el D.S. Nro. 29595.
3.9.2 Seguimiento y Control Socio Ambiental
El Organismo Sectorial Competente realiza el seguimiento y control a las actividades, obras o proyectos hidrocarburíferos y electricidad, posterior a la otorgación de la Licencia Ambiental, mediante inspecciones programadas en coordinación con la Autoridad Ambiental Competente. El detalle de las actividades realizadas durante la presente gestión se detalla en el siguiente cuadro:
Actividad CantidadInspecciones In Situ - Programadas y Asistidas 39Inspecciones In Situ - Contingencias y Denuncias Asistidas 10Total Inspecciones por Seguimiento y Control 49
Cuadro N° 15Actividades de seguimiento y control en la gestión 2013 (enero-diciembre)
Fuente: DGGSA - VMDE
3.9.3 Consulta y Participación
El proceso de Consulta y Participación se aplica de manera previa, obligatoria, oportuna y de buena fe, cada vez que se pretenda desarrollar todas la actividades hidrocarburíferas detalladas en el Artículo 31 de la Ley Nº 3058 en tierras comunitarias de origen, propiedades comunarias y tierras de ocupación y acceso tradicional de los Pueblos Indígenas Originarios (PIOs) y Comunidades Campesinas (CCs), respetando su territorialidad, usos y costumbres en todo el territorio nacional.
3.9 Gestión Socio Ambiental
3.9.1 Prevención y Control Socio Ambiental
En la gestión 2013 (enero-diciembre) se ha evaluado un total de 963 IRAP’s, instrumentos previstos en la legislación ambiental vigente utilizados para la tramitación de la Licencia Ambiental y las actividades de seguimiento y monitoreo ambiental, mismos que se desglosan de la siguiente manera:
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3Los principios a los que se sujeta el proceso de Consulta y Participación son:
• Respeto y Garantía. El Estado Boliviano a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía (AC) y la Autoridad Ambiental Competente (AAC) deberán hacer respetar y garantizar el ejercicio y vigencia de los derechos fundamentales, especialmente los referidos a la consulta y participación de los PIOs y CCs, así como los derechos: sociales, económicos, culturales, ambientales, el hábitat y formas de organización - social, económica, cultural y espiritual, de los PIOs y CCs, la integridad y propiedad de las tierras y propiedades de PIOs y CCs; que se encuentran garantizados por la Constitución Política del Estado, los Pactos, Convenios y Declaraciones internacionales de los Derechos Humanos.
Al mismo tiempo se respetará las instancias de decisión de representación y las tierras y territorios de cada uno de los PIOs y CCs así como sus formas de organización usos y costumbres, en el marco de la independencia de las organizaciones susceptibles de ser afectadas por actividades hidrocarburíferas, guardando de efectuar cualquier tipo de interferencia intromisión o influencia en asuntos inherentes a sus organizaciones o instancias de representación.
• Información previa y oportuna. El Estado Boliviano, a través de la AC del proceso de consulta y participación, deberá asegurarse que los PIOs y CCs que formen parte del proceso de Consulta y Participación, reciban de forma previa, y oportuna la información suficiente y necesaria, de acuerdo a las características lingüísticas del área de los PIOs y CCs, con respecto a las actividades hidrocarburíferas que se pretendan licitar, autorizar y ejecutar y de los posibles impactos socio ambientales y culturales de la actividad hidrocarburífera, antes
de la realización de la consulta y participación, facilitando los medios necesarios para su socialización.
• Veracidad. El proceso de consulta y participación deberá enmarcarse en este principio de veracidad en concordancia con las normas legales vigentes, especialmente en las disposiciones del Convenio 169 de la OIT, que establecen que la consulta debe realizarse de buena fe y por tanto, toda la información que sean parte y resultado del proceso de consulta y participación deberán ajustarse a la verdad.
• Integralidad. Los aspectos y temas objeto de la consulta y participación, serán analizados de forma integral en todo el proceso. En caso que fuere necesaria la participación de otras instancias que coadyuven en el proceso, estas serán convocadas por la AC y estarán obligadas a proporcionar la información sobre los aspectos de su competencia.
• Oportunidad. El proceso de consulta y participación deberá comunicarse de manera oportuna, para que tanto las instancias representativas de cada uno de los PIOs y CCs, como la autoridad competente, puedan desarrollar el proceso y cumplir con las etapas y procedimientos establecidos en el presente reglamento.
• Participación. Los PIOs y CCs participaran en todo el proceso de la consulta y participación, con miras a ejercer sus derechos y garantizar el respeto a su integridad territorial usos y costumbres.
• Transparencia. El proceso de consulta y participación deberá desarrollarse de manera clara y pública, con acceso libre y oportuno a toda la información relacionada a la actividad hidrocarburífera relativa al proyecto.
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Durante la gestión 2013, se desarrolló el proceso de Consulta y Participación con distintas Naciones y Pueblos Indígenas Originarios Campesinos, señaladas a continuación: • TIOC Alto Parapetí• TIOC Itika Guasu• TIOC Kaami• TIOC Iupaguasu• TIOC Weenhawek• TIOC Parapitiguasu• Comunidad Campesina Arenales• Comunidad Campesina Simbolar El Carmen
Nº Empresa Proyecto Inversión ($us)1 BG Bolivia Perforación Pozos: Escondido 9 (EDD-9) y Escondido 10 (EDD-10). 29.400.000,00 2 Repsol E&P Bolivia S.A. Perforación, Explotación y Construcción de la Línea de Recolección Pozo Margarita – 8 (MGR-8). 79.907.719,00 3 Total E&P Bolivie Desarrollo y Explotación del Campo Aquío (Bloque Aquío) y del Campo Incahuasi (Bloque Ipati). 360.000.000,004 Repsol E&P Bolivia S.A. Sísmica 2D Huacaya, Área Caipipendi. 9.000.000,005 Repsol E&P Bolivia S.A. Sísmica 3D Huacaya, Área Caipipendi. 40.800.000,00 6 YPFB Transporte S.A. Loop 12 x 40 Km Tramo 2 Ñancaroinza-Río Cuevo oleoducto Camiri-Yacuiba-1(OCY1) 15.907.464,007 YPFB Transporte S.A. Loop 12 x 12,1 Km Tramo 1 Villamontes-Chimeo oleoducto Camiri-Yacuiba-1(OCY1) 4.819.028,008 Repsol E&P Bolivia S.A. Sísmica 2D Margarita Sur, Área Caipipendi. 7.000.000,009 YPFB Transporte S.A. Loop 12’’ x 61,5 Km Tramo 3 Abapo - La Ponderosa, Oleoducto Camiri - Santa Cruz (OCSZ 2) 24.493.406,0010 Petrobras Bolivia S.A. Perforación Pozo SBL – 6 y Línea de Recolección, Campo Sabalo Bloque San Antonio 112.575.190,0011 Total E&P Bolivie Líneas Laterales del Campo Aquío (Bloque Aquío) y del Campo Incahuasi (Bloque Ipati). 240.000.000,00 TOTAL 923.902.807,00
Cuadro N° 16Procesos de Consulta y Participación realizados en la gestión 2013
Fuente: DGGSA - VMDE
• TIOC Avatiri Ingre• Comunidad Indigena Tucainty• TIOC Takovo Mora• TIOC Machareti• Comunidad Campesina Puesto Uno• Comunidad Campesina Cototo• Comunidad Campesina Cordillera
A continuación se detallan los procesos de Consulta y Participación realizados en la gestión 2013, además se presenta los montos de inversión en el Sector que se viabilizó.
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33.9.4 Capacitación en Monitoreo Socio Ambiental
Para este propósito se ha conformado un Programa de Formación con la participación del MHE, Bolivia Canadá Hydrocarbon Project (BCHP), Facultad Integral del Chaco (FICH), Universidad Autónoma Gabriel René Moreno (UAGRM), Fundación para el Desarrollo Social (FUNDESOC), Asamblea del Pueblo Guaraní (APG), Total E&P Bolivie, Repsol YPF E&P Bolivia S.A., Petrobras Bolivia S.A., BG Bolivia Corporation, Pluspetrol Bolivia, YPFB Andina S.A., y Gas TranBoliviano S.A.
Respecto a la capacitación en Monitoreo Socio Ambiental para indígenas a nivel técnico, la misma acaba de concluir en su tercera fase con la participación de 43 estudiantes, que se dividen en dos grupos, el primer grupo de 15 estudiantes a Nivel Técnico Auxiliar, un segundo grupo de 28 estudiantes a Nivel Técnico Medio, este Programa inició actividades en fecha 26 de junio de 2013 y concluyó en diciembre de la gestión 2013.
3.9.5 Elaboración de Propuestas de Reglamentos
Se han elaborado propuestas de Reglamentos que permitan contar con normativa ambiental ágil, para regular las actividades de sector energético en el marco del desarrollo sostenible, las mismas se detallan a continuación:
• Propuesta de Reglamento Ambiental para el Sector Hidrocarburos.• Propuesta de Reglamento Ambiental para el Sector Eléctrico.• Propuesta de Reglamento de Consulta y Participación para actividades
Hidrocarburiferas.• Propuesta de Reglamento de Compensación por Impactos Socio Ambientales.• Propuesta de Reglamento de Remediación de Pasivos Ambientales. • Propuesta de Reglamento de Tratamiento de Suelos Contaminados en Agricultura.• Propuesta de Proyecto de Decreto Supremo de Reglamento de Gestión de
Pasivos Ambientales del sector de Hidrocarburos.• Propuesta de Reglamento para Evaluación Ambiental Estratégica.• Propuesta de Reglamento para Tratamiento y Disposición Final de Residuos Sólidos. • Propuesta de Modificación al reglamento para la Administración y ejecución de los
Recursos Económicos Financieros para procesos de Consulta y Participación de AOP Hidrocarburíferos - Resolución Bi-Ministerial 01/2011 de fecha 18 de mayo 2011. Graduación de los Monitores Indígenas en Peritos Socioambientales
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El Presidente Evo Morales en la planta Termoeléctrica de Bulo Bulo.
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ElectricidadIV.
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Contenido Pág.IV. Electricidad ............................................................. 93
4.1 Estado de Situación ...............................................................954.2 Nivelación de tarifas del Servicio Eléctrico ............................964.3 Expansión de infraestructura eléctrica ...................................97
4.3.1 Incremento de generación ...........................................974.3.2 Expansión de líneas de transmisión. ...........................974.3.3 Interconexión de Sistemas Aislados al SIN .................98
4.4 Proyectos en Ejecución. ........................................................984.5 Gestión de Financiamiento ..................................................1004.6 Energías Alternativas ...........................................................1014.7 Asignación de Gas Oil (Diesel) ............................................1034.8 Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia - 2025 ...1044.9 Tarifa Dignidad ....................................................................105
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4.1 Estado de Situación
El servicio de electricidad, en nuestro país se constituye en un derecho fundamental de todas las bolivianas y bolivianos, en el marco de la Constitución Política del Estado, que establece en su Art.20 “Toda persona tiene derecho al acceso universal y equitativo a los servicios básicos de agua potable, alcantarillado, electricidad, gas domiciliario postal y telecomunicaciones”.
En cumplimiento a este mandato, el Estado boliviano inició en mayo del 2010 la nacionalización de las empresas del sector eléctrico, incrementado en 3,6 veces la inversión en generación, que hasta ese entonces se encontraba en manos privadas, incorporando en el periodo 1999-2009 (11 años) una potencia promedio de 44,2 MW/año con una inversión 26,8 millones de dólares. A partir de la recuperación de las empresas estratégicas en el periodo 2010-2013 (4 años), se incorporó una potencia de 81 MW/año con una inversión de 96,5 millones de dólares, alcanzando en la gestión 2013 una potencia efectiva de 1486,8 MW y una demanda máxima de 1201,8 MW (registrada en el 28 de noviembre 2013).
Cobertura y Consumo, Interno y Externo
Cobertura del servicio eléctrico a nivel nacional
A partir de la nueva política energética impulsada por el Gobierno Nacional, la cobertura del servicio eléctrico en el país al año 2012 alcanzó un 83%, con un importante crecimiento del 16% con relación al año 2005.
IV. Electricidad
2001
Gráfico N° 27Cobertura del servicio eléctrico
36% 17%
2005 2012
24%
33%
67% 83%
Incremento 3% Incremento 16%Hogares con Electricidad Hogares sin Electricidad
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De acuerdo a datos del Censo 2012 del Instituto Nacional de Estadística (INE), la cobertura en el área urbana alcanzó un 96% que comparativamente con el año 2005 tuvo un crecimiento del 9%, asimismo, en el área rural la cobertura al 2012 alcanzó un 59% con un crecimiento del 26% con relación al año 2005.
Gráfico N° 28Cobertura eléctrica Urbano-Rural
90%
25%
2001
Fuente: Datos del Instituto Nacional de Estadística - INE
87%
33%
2006
96%
59%
2012
83%
67%64%
Urbano Rural Bolivia
4.2 Nivelación de tarifas del Servicio Eléctrico
Las diferencias en tarifas del área urbana con relación al área rural, hicieron evidente la desigualdad en la prestación del servicio eléctrico, tal es así que en el departamento de La Paz, los consumidores domiciliarios del área urbana pagaban una tarifa promedio mensual de 0,66 Bs./KWh, mientras que en el área rural se llegaba a pagar una tarifa promedio mensual de 1,66 Bs./KWh. Desde abril de 2013 gracias a la nacionalización de Electropaz S.A, la tarifa se niveló con una disminución de aproximadamente el 30% en la factura promedio mensual, beneficiando alrededor de 89.000 familias.
De igual manera en los Cintis (Chuquisaca), San Ramón, Madalena y San Joaquín (Beni), la integración al Sistema Interconectado Nacional (SIN), permitió la nivelación de las tarifas domiciliarias, como se muestra a continuación:
EMPRELPAZ (LA PAZ) 1,66 0,66 60% DELAPAZCOSERCA (CAMARGO 1,46 0,66 54% ENDE-SISTEMACHUQUISACA DE LAS CINTISSAN RAMÓN (BENI) 1,73 0,69 60% ENDEMAGDALENA (BENI) 2,0 0,68 66% ENDESAL JOAQUÍN (BENI) 1,70 0,68 60% ENDE
Antiguo Operador
Cuadro N° 17Nivelación de tarifas de la categoría domiciliaria
Tarifa Promedio (Bs/kWh)Antes Actual Variación porcentual
Nuevo Operador
Fuente: VMEEA
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34.3 Expansión de infraestructura eléctrica
4.3.1 Incremento de generación
En la gestión 2013, se incorporó al Sistema Interconectado Nacional la Termoeléctrica Kenko Alt02, ubicada en el departamento de La Paz, con una potencia de 32,2 MW y una inversión de 56 millones de dólares.
Es así que durante el periodo 2010-2013 (4 años) se incorporó al Sistema Interconectado Nacional 324 MW de potencia, con un promedio anual de 81 MW, incrementándose en 1,8 veces la generación de potencia anual comparativamente con el periodo 1999-2009 (11 años) que alcanzó un promedio anual de 44,2 MW. Es así que a partir de la nacionalización, el Estado asume un rol protagónico en el sector eléctrico, asegurando mayor confiabilidad en la provisión del servicio de energía eléctrica a nivel nacional.
Asimismo, en cuanto a inversión durante el periodo 2010-2013 (4 años) se alcanzó un promedio anual de USD 96,5 MM, es decir 3,6 veces más que en el periodo 1999-2009 (11 años) donde se tuvo una inversión promedio anual de USD 26,8 MM.
90,080,070,060,050,040,030,020,010,00,0
Gráfico N° 29Adición de potencia promedio anual en MW
2010-2013 (4 años)
Fuente: VMEEA
Incremento de 1,8 veces la generación de potencia anual
44,2MW/año
81,0 MW/año
1999-2009 (11 años)
4.3.2 Expansión de líneas de transmisión.
En el período 2010-2013 (4 años) se incorporaron 643,6 km de líneas de transmisión, con un promedio de 161 km por año, incrementándose en 2,2 veces comparativamente con la gestión 1999-2009 (11 años) que alcanzó un promedio de 74 km por año.
Durante el periodo 2010-2013 (4 años) la inversión en líneas de transmisión, alcanzó un promedio anual de USD 25,5 MM, es decir 1,8 veces más que en el periodo 1999-2009 (11 años), con una inversión promedio anual de USD 14,1 MM.
Los proyectos incorporados en la gestión 2013, fueron los siguientes:
Proyecto de Interconexión Eléctrica Tarija al SIN. Este proyecto permite la ampliación de la frontera eléctrica, habiendo incorporado al octavo departamento de Tarija al Sistema Interconectado Nacional, a través de la construcción de una Línea de Transmisión de 255,4 km de longitud, con una inversión de USD 54 MM.
Proyecto de Suministro de Energía al Centro Minero Huanuni. Este proyecto fue concluido en el mes de octubre de 2013, incorporando una línea de transmisión de 5 km, con una inversión de USD 5,3 MM, permitiendo atender el incremento de la demanda de energía eléctrica, emergente del crecimiento de la producción del Centro Minero de Huanuni.
Proyecto Línea de Transmisión Adecuaciones al Sistema de Distribución Uyuni (Dakar 2014). Mediante Decreto Supremo N°1551, de fecha 10 de abril de 2013, se declara de prioridad e interés nacional la realización de la competencia deportiva mundial denominada “Dakar 2014”, que recorrerá territorio del Estado Plurinacional de Bolivia. En respuesta a las necesidades regionales
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se ejecutó la primera fase del Proyecto Línea de Transmisión Adecuaciones al Sistema de Distribución de Uyuni, para asegurar el suministro confiable y continuo de energía a esta región, invirtiendo en su primera fase invirtió USD 4,2 MM.
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160
120
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Gráfico N° 30Incremento de LT promedio anual en Km
2010-2013 (4 años)Fuente: VMEEA
Incremento en 2,1 veces la Incorporación de Líneas Transmisión Anual
74 km/año
160 Km/año
1999-2009 (11 años)
4.3.3 Interconexión de Sistemas Aislados al SIN
Línea Trifásica de Media Tensión Trinidad-San Ramón. Con una extensión de 220 km y una inversión de USD 4,3 MM, se interconectaron al Sistema Interconectado Nacional, los municipios de San Ramón, San Joaquín y Magdalena del departamento del Beni.
4.4 Proyectos en Ejecución.
• Actividad de Generación
Proyecto Piloto Eólico Qollpana, ubicado en el departamento de Cochabamba a partir de la utilización de energía renovable eólica, incorporará en el mes de enero de 2014, una potencia de 3 MW al Sistema Interconectado Nacional, con una inversión de USD 7,7 MM.
Proyecto Termoeléctrica del Sur, este proyecto se ubica en el Municipio de Yacuiba departamento de Tarija, e incorporará una potencia de 160 MW efectivos, con el objeto de incrementar la oferta de energía eléctrica y mejorar la seguridad y confiabilidad de suministro en el SIN, especialmente en el área sur del país, que abarca los departamentos de Tarija, Chuquisaca y Potosí. Este proyecto tiene una inversión de USD 122,7 MM, financiados por el Banco Central de Bolivia. Se ha previsto el ingresó en operación de esta planta en el año 2014.
Proyecto Termoeléctrica Warnes, ubicado en el departamento de Santa Cruz municipio de Warnes, permitirá la incorporación de 160 MW, con una inversión prevista de USD 150 MM, a partir del financiamiento otorgado por el Banco Central de Bolivia. Se ha previsto el ingreso de la primera unidad en la gestión 2014 con 40 MW y tres unidades en la gestión 2015 alcanzando un total de 120 MW.
Ampliación de la Tercera Unidad Termoeléctrica de Bulo Bulo, este proyecto ubicado en el departamento de Cochabamba incorporará 50 MW en la gestión 2014, con una inversión total de USD 44 MM.
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3Proyecto Hidroeléctrica San José, ubicado en la provincia Chapare en el departamento de Cochabamba, incorporará 123,5 MW al Sistema Interconectado Nacional, con una inversión de USD 244,8 MM, de los cuales USD 150 MM son financiados por el Banco Central de Bolivia y el restante por la Corporación Andina de Fomento.
• Actividad de Transmisión
Proyecto Chaco-Tarija, permitirá la construcción de una línea de transmisión en 230 kV desde la Subestación Termoeléctrica del Sur hasta la Subestación Tarija, que tiene una longitud aproximada de 138 km, a objeto de atender los requerimientos de energía eléctrica en la ciudad de Tarija, en las poblaciones del chaco tarijeño y el suministro de energía eléctrica hacia el SIN. La inversión de este proyecto es de USD 37,8 MM.
Proyecto Línea de Transmisión Cochabamba – La Paz, tiene una longitud de 275 km con una inversión de USD 82,8 MM, misma que a partir de su interconexión permitirá mejorar la confiabilidad del suministro y atender los requerimientos de la creciente demanda del área norte.
Mapa N° 1Proyectos Ejecutados y en Ejecución
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4.5 Gestión de Financiamiento
• Actividad de generación
Proyecto Hidroeléctrico Miguillas. En diciembre de 2013, la empresa española AIN Active concluyó con el diseño final de este importante proyecto, que comprende el aprovechamiento de las aguas del río Miguillas, en el Municipio de Quime Provincia Inquisivi del departamento de La Paz, con una potencia estimada de 197 MW y con una inversión estimada de USD 447,5 MM, a ser financiados por el Banco Central de Bolivia.
Proyecto Geotérmico Laguna Colorada. Ubicado en el departamento de Potosí, permitirá adicionar en una primera fase una potencia de 50 MW, con una inversión de USD 320 MM. Se viene gestionando el financiamiento a través de la Cooperación japonesa JICA.
Proyecto Hidroeléctrica Rositas. La Empresa Nacional de Electricidad, viene realizando la gestión de financiamiento con el Viceministerio de Inversión Pública y Financiamiento Externo, a objeto de elaborar los estudios de preinversión de este proyecto.
Asimismo, durante la gestión 2013 se suscribió los Memorándums de Entendimiento, para la elaboración de los estudios de factibilidad de los Proyectos Hidroeléctricos Carrizal e Icla, a ser realizados por las empresas China Railway Construction Corporation Ltd. - Electroingenieria S.A. y Gezhouba Group Company Limited (CGGC), respectivamente.
Represa Hidroeléctrica de Corani - Cochabamba
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3• Actividad de distribución
Proyecto Obras de Complementación LTE Caranavi-Trinidad (OFID 1287P).
Este proyecto viene ejecutando obras de distribución en el departamento del Beni, con una inversión de USD 5,3 MM, de acuerdo al siguiente detalle:
• Línea de media tensión 34,5 kV San Ignacio de Moxos – Santa Ana de Yacuma.
• Remodelación del sistema de distribución Media Tensión Rurrenabaque.
• Remodelación del sistema de distribución de Reyes.• Remodelación del sistema de distribución Santa Rosa.
Convenio con el Gobierno Autónomo Departamental de La Paz. En la gestión 2013 el Ministerio de Hidrocarburos y Energía firmó un convenio interinstitucional con el Gobierno Autónomo Departamental de La Paz para la ejecución de proyectos de electrificación rural, con una inversión total de USD 3,0 MM, mismos que beneficiaran a aproximadamente 3.200 hogares con acceso a la energía eléctrica, de los municipios de Santiago de Machaca, Caranavi, Batallas, Caquiaviri, Yaco, Licoma y Catacora.
4.6 Energías Alternativas
En el marco del Programa Electricidad para Vivir con Dignidad – PEVD en el componente de energías alternativas se desarrollaron y ejecutan los siguientes proyectos programas dirigidos principalmente al acceso a la energía eléctrica así como a diferentes gestiones de financiamiento:
Sistemas Fotovoltaicos Domiciliarios y Sociales (EDAU-GPOBA). Durante la gestión 2013 se instalaron 7.564 sistemas fotovoltaicos domiciliarios beneficiando a familias de los departamentos de
Chuquisaca, Cochabamba, Potosí y La Paz, con una inversión de USD 2,13 MM. Asimismo se instalaron 136 sistemas fotovoltaicos en unidades educativas de los departamentos de Chuquisaca, Santa Cruz y Tarija con una inversión de USD 0,59 MM.
Pico Lámparas (Solar). Se entregaron 5.705 lámparas pico PV a hogares rurales del Chaco, la Chiquitanía y la Amazonia permitiendo cambiar el mechero o las velas de estas familias por una tecnología limpia, la inversión fue de USD 0,42 MM con financiamiento de EDAU-GPOBA. En el departamento de Pando en los municipios de El Sena, Ingavi y Villa Nueva fueron transferidas y entregadas 1.800 lámparas pico PV con una inversión de USD 0,2 MM con financiamiento del Banco Interamericano de Desarrollo (BID).
Programa Euro - Solar en Bolivia. Este programa beneficio a 59 comunidades campesinas de 35 municipios rurales, con la instalación de telecentros educativos alimentados por energías alternativas a partir de generación eléctrica fotovoltaica y eólica, los telecentros están equipados con computadoras portátiles, teléfono IP, proyector, impresora, un refrigerador para vacunas, un purificador de agua y permite realizar el cargado de baterías. Este proyecto concluyó en mayo de 2013 con un monto de USD 5 MM de los cuales USD 1 MM corresponde a la contraparte nacional y el resto a donación de la Unión Europea.
Proyecto Hibrido (solar diesel) El Espino 65 KW: Proyecto en preparación la licitación, beneficiará a 124 familias de la comunidad indígena de El Espino departamento de Santa Cruz con el acceso a la energía eléctrica para uso domiciliario y productivo. El componente correspondiente a la energía fotovoltaica del proyecto forma parte del crédito BID.
Programa de Electrificación Rural con Energías Renovables (PERER) – NDF: Esta donación, aprobada en la gestión 2013, proveerá USD 5,5 MM, para instalar 90-kW de sistemas fotovoltaicos
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Componente I: Extensión de Redes de Distribución
El componente I de Extensión de redes de distribución, se encuentra en ejecución en el departamento de Cochabamba Fase V – Zona Trópico, Zona Valle Cono Sur y Zona Andina, que permitirá extender líneas de Media Tensión de 944,9 km y de Baja Tensión de 638,6 km., con una inversión de USD 12,3 MM.
En el departamento de Oruro en las provincias Saucari, San Pedro de Totora Cuarta Fase Huchusuma Andamarca-Villa Esperanza-Santa Elena, se viene realizando la construcción y montaje de líneas de distribución con una longitud de línea de Media Tensión de 416,7 km y de Baja Tensión de 234,2 km con una inversión de USD 3,9 MM.
En el departamento de La Paz se viene realizando la construcción de electrificación Caquiaviri Fase II, con una longitud de línea de Media Tensión de 233,6 km y de Baja Tensión con una longitud de 327,7 km con una inversión de USD 3,9 MM.
Componente II: Extensión de Líneas de Transmisión
Proyecto Línea de Transmisión Sucre – Padilla, durante la gestión 2013, se realizó la licitación para la construcción de la línea de transmisión de 121 km, con una tensión de 115 Kv y una inversión total de USD16,7 MM.
Proyecto Línea de Transmisión Yucumo-San Buenaventura, ubicados en el Departamento de Beni y La Paz respectivamente, en el marco del convenio interinstitucional entre el Ministerio de Hidrocarburos y Energía y la Empresa Nacional de Electricidad, se ha realizado la licitación para el inicio de obras, con una longitud de 120 km en tensión de 115 kV y una inversión de USD 18,8 MM.
• Proyecto Obras de Complementación LTE Caranavi-Trinidad (OFID 1287P).
en comunidades rurales, 675 sistemas solares (fotovoltaicos y termosolares) en escuelas y postas de salud en áreas rurales, y 3.000 pico lámparas fotovoltaicas en áreas rurales.
Programa Energías Renovables KfW: Se encuentra en ejecución, con recursos de donación de KfW y contraparte nacional 80% y 20% respectivamente. Se construyeron 3 micro centrales hidroeléctricas actualmente en operación, incluyendo líneas eléctricas de media, baja tensión y acometidas, beneficiando a 600 familias, con una inversión total de USD 2,75 MM. A partir de la gestión 2014, se construirán 3 mini centrales y 2 micro centrales hidroeléctricas, se prevé invertir USD 3,97 MM de donación por KfW y USD 0,97 MM de contraparte nacional (incluye aporte municipios/gobernaciones).
Proyectos de Electrificación Rural y Energías Alternativas. Se viene realizando la gestión de financiamiento ante el Banco Mundial, KOICA, para el desarrollo de proyectos de electrificación rural y energías alternativas, estimándose beneficiar a 30.000 hogares del área rural, contribuyendo a la universalización del acceso a la energía eléctrica.
Proyecto para Introducción de Energía Limpia mediante Energía Solar: Se implementarán dos parques solares uno de 50 KW en los predios de la Universidad Mayor de San Andrés en el Campus de Cota Cota y otro de 315 kW, en Santa Cruz - Viru Viru, se cuenta con un monto de financiamiento de USD 4,8 MM a través de JICA en calidad de donación. Se prevé su implementación hasta el 2015.
El Programa Electricidad para Vivir con Dignidad también está enfocado al desarrollo de proyectos de infraestructura eléctrica a través de líneas y redes eléctricas:
Programa Electrificación Rural, Contrato de Préstamo BID 2460/BL-BO
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Gráfico N° 31Asignación de Gas Oíl
2012 – 2013 (millones de litros)
Beni Santa Cruz Pando La Paz Sucre Total
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Millo
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Fuente: VMEEA
21,94 5,21 12,46 0,24 0,04 39,89
Este proyecto viene ejecutando obras de distribución en el departamento del Beni, con una inversión de USD 5,3 MM, de acuerdo al siguiente detalle:
- Línea de media tensión 34,5 kV San Ignacio de Moxos – Santa Ana de Yacuma.
- Remodelación del sistema de distribución Media Tensión Rurrenabaque.
- Remodelación del sistema de distribución de Reyes.- Remodelación del sistema de distribución Santa Rosa.
4.7 Asignación de Gas Oil (Diesel)
Durante la gestión 2013 se realizó la asignación de 39,89 millones de litros de gas oil a los sistemas aislados de los departamentos del Beni, Pando, La Paz, Santa Cruz y Chuquisaca, con una reducción de un 33% (19,53 millones de litros) en la asignación de diesel con relación al 2012.
Termoeléctrica El Alto (Unidad 2) - La Paz
33%
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4.8 Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia - 2025
Durante la gestión 2013, se elaboró el “Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia 2025”, mismo que a partir de las necesidades de cobertura del área urbana y rural del Sistema Interconectado Nacional, los Sistemas Aislados y la demanda del sector productivo,
establece la estrategias y acciones a seguir con una visión de largo plazo, en el marco de la mandato de la Constitución Política del Estado y los 13 pilares de Agenda Patriótica del Bicentenario, como el fundamento de un nuevo horizonte hacia el 2025, permitiendo la integración eléctrica, el acompañamiento al desarrollo productivo del país y la generación de excedentes para la exportación de energía eléctrica. Se ha previsto la publicación de este importante documento para la gestión 2014.
Mapa N° 2
2012 2025
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34.9 Tarifa Dignidad
La Tarifa Dignidad es el beneficio social para aquellos consumidores domiciliarios con un consumo menor o igual a 70kWh-mes, quienes gozan de una rebaja del 25% en la factura del servicio eléctrico. En diciembre de 2013, se beneficiaron 11.034.865 de consumidores domiciliarios.
Gráfico N° 32Cantidad de Consumidores Beneficiarios Promedio de
la Tarifa Dignidad 2006 - 2013
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 (p)
4.414.673
12.000.000
8.000.000
4.000.000
0,00
6.211.696 6.993.7287.867.147
8.733.7289.601.038 10.206.652 11.043.855
Desde la aplicación de la Tarifa Dignidad, a diciembre 2013 existe un ahorro para los consumidores beneficiados de Bs413,94MM.
Gráfico N° 33Ahorro a los Consumidores Beneficiarios por Tarifa Dignidad
de abril 2006 a diciembre 2013 en Bs
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
25.495.154
70.000.000
60.000.000
50.000.000
40.000.000
30.000.000
20.000.000
0,00
39.482.02144.435.248
48.737.010
57.191.049 63.712.355 65.916.15968.941.037
Sistema de distribución eléctrica - Cochabamba
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La electricidad llega a las zonas más alejadas del país.
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Abreviaturas, Acrónimos, Unidadesy Glosario
V.
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Contenido Pág.
V. Abreviaturas, Acrónimos, Unidades y Glosario ..................................... 107
Abreviaturas y Acrónimos ............................................109 Unidades ......................................................................110Glosario ........................................................................111
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V. Abreviaturas, Acrónimos, Unidades y Glosario
Abreviaturas y acrónimos
AE Autoridad de Fiscalización y Control de Electricidad
ANH Agencia Nacional de HidrocarburosAPG Asamblea del Pueblo GuaraníBEN Balance Energético NacionalBID Banco Interamericano de DesarrolloCAF Corporación Andina de FomentoCNDC Comité Nacional de Despacho de CargaCPE Constitución Política del EstadoDGAJ Dirección General de Asuntos Jurídicos DGEE Dirección General de Exploración y Explotación
de HidrocarburosDGIR Dirección General de Industrialización y
RefinaciónDGCTA Dirección General de Comercialización,
Transporte y AlmacenajeDGPIE Dirección General de Planificación e Integración
Energética
DGGSA Dirección General de Gestión SocioambientalDGE Dirección General de ElectricidadDGEA Dirección General de Energías AlternativasDGCF Dirección General de Control y Fiscalización DOE Decreto de Organización del Órgano EjecutivoEA Energías AlternativasEBIH Empresa Boliviana de Industrialización de
HidrocarburosEEC-GNV Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural
Vehicular EMTAGAS Empresa Tarijeña del GasENDE Empresa Nacional de ElectricidadFPEG Foro de Países Exportadores de GasGLP Gas Licuado de PetróleoGN Gas NaturalGNC Gas Natural ComprimidoGNV Gas Natural VehicularGNL Gas Natural Licuado
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GTB S.A. Gas TransBoliviano Sociedad AnónimaGTLI Empresa Gas To Liquid InternationalIDH Impuesto Directo a los HidrocarburosIDTR Infraestructura Descentralizada para la
Transformación RuralIPC Ingeniería, Procura y Construcción IRAP´S Instrumentos de Regulación de Alcance ParticularKfW Kreditanstalt für Wiederaufbau (Cooperación
Alemana)KV KilovatiosMHE Ministerio de Hidrocarburos y EnergíaOIT Organización Internacional del TrabajoPEVD Programa de Electricidad para Vivir con DignidadPDP Paquete de Diseño de ProyectosSIN Sistema Interconectado NacionalTDE Transportadora de Electricidad TGN Tesoro General de la NaciónUNASUR Unión de Naciones SuramericanasVMDE Viceministerio de Desarrollo EnergéticoVMEEH Viceministerio de Exploración y Explotación de
HidrocarburosVMEEA Viceministerio de Electricidad y Energías
Alternativas VMICTAH Viceministerio de Industrialización,
Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos
YPFB Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
UNIDADES
Bbl BarrilesBep Barriles equivalentes de petróleo
Bpd Barriles de petróleo díaBtu Unidad térmica británicaGW GigavatiosGWh Gigavatios – horaGLP Gas licuado de petróleoKW/h Kilovatios – horaMBbl Miles de barriles de petróleoM3 Metros cúbicosMW MegavatiosMWh Megavatios – horaPc Pies cúbicosTCF Trillón de pies cúbicos (Siglas en inglés)Tep Toneladas equivalentes de petróleoTons Toneladas métricas WTI West Texas Intermediate (precio referencial)
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3Glosario
Biomasa: Materia orgánica, como los árboles, las plantas y residuos vegetales que pueden ser utilizados como fuentes de energía.
Condensado: Mezcla de hidrocarburos líquidos formados por la condensación de algunos componentes del gas natural que existen en fase gaseosa a temperatura y presión original del yacimiento; específicamente, los hidrocarburos líquidos separados debido a cambios de temperatura y presión en las instalaciones del campo (líneas de flujo y separadores).
Diesel Oil: Combustible hidrocarburo líquido. Producto obtenido de la destilación del petróleo crudo, destinado para motores de ciclo diesel.
Eteno o Etileno (C2H4): Hidrocarburo gaseoso incoloro, de olor levemente dulce y muy inflamable, compuesto por dos átomos de carbono enlazados con doble enlace y cuatro de hidrógeno. Es un químico básico muy importante en las industrias química y de plásticos.
Exploración: Conjunto de actividades e investigaciones destinadas a la búsqueda de hidrocarburos, consistentes en el levantamiento geológico de superficie, prospección geoquímica, geofísica (magneto telúrica, gravimetría, magnetometría, sísmica 2D y 3D), fotogrametría, topografía, perforación de pozos y cualquier otra actividad efectuada en el suelo y subsuelo para determinar la existencia de petróleo y/o gas natural
Explotación: Conjunto de actividades e investigaciones, destinados al desarrollo de campos y producción de petróleo y/o gas natural; consistentes en la perforación, terminación e intervención de pozos de desarrollo, producción e inyección; y cualquier otra actividad efectuada en el suelo y el subsuelo dedicada a la producción de petróleo y/o gas natural.
Gas Licuado de Petróleo GLP: Es la mezcla de gases (propano y butano) condensables en proporciones variables, presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo crudo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambiente son gases, son fáciles de condensar mediante procesos adecuados. Es un gas inodoro e incoloro, al que se le agrega un odorizante que le confiere olor pestilente para poder identificarlo, no es tóxico, pero si inflamable y explosivo en determinadas circunstancias, se caracteriza por tener un poder calorífico alto (entre 22.800 y 29.900 kcal/m3 aprox.) y una densidad mayor que la del aire (entre 2,0 y 2,7 kg/m3 aprox.).
Gas Natural: Mezcla de hidrocarburos ligeros y otros componentes que existen en estado gaseoso, o están disueltos en el petróleo crudo en yacimientos naturales subterráneos, los cuales se presentan en estado gaseoso a condiciones atmosféricas en superficie. Está constituido principalmente por Metano, etano, propano y cantidades variables de otros hidrocarburos de orden superior y otros compuestos no hidrocarburos.
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Gas Natural Licuado GNL: Está constituido básicamente por Metano (más del 90%) y eventualmente puede contener Etano y gases inertes como el Nitrógeno. Recibe el denominativo de GNL una vez que el gas natural tratado (gas seco o pobre) es sometido a procesos de licuefacción por refrigeración, con el propósito de facilitar su transporte y almacenaje. Sin embargo, para su utilización debe ser “re-gasificado” en instalaciones adecuadas.
Gasolina: Es una mezcla de hidrocarburos líquidos, mayormente pentanos y más pesados, que son extraídos del petróleo crudo mediante destilación o del gas natural mediante procesos de refrigeración, absorción y adsorción, con el propósito de ajustar el punto de roció del gas, y de esa manera eliminar problemas de condensación durante el transporte por ductos. Se emplea como combustible en los motores de explosión y como disolvente. (Gasolina especial - 85 octanos; Gasolina Premium -92 octanos).
Hidrocarburos: Compuestos orgánicos constituidos únicamente de carbono e hidrógeno, cualquiera sea su estado físico, y son los principales componentes del petróleo, gas natural, condensado y otros productos derivados.
Industrialización: Son las actividades de transformación fisicoquímica de los hidrocarburos, que tienen por finalidad añadir valor agregado a los mismos.
Jet Fuel: Destilado medio proveniente de la destilación atmosférica del petróleo crudo, se utiliza como combustible para aviones con turbinas tipo propulsión o jet.
Kerosene: Queroseno, combustible derivado del petróleo.
Metanol: Alcohol metílico, de fórmula CH3OH, hidrocarburo tóxico, líquido, incoloro y soluble en agua. El metanol se utilizado como materia prima en un amplio rango de procesos industriales y químicos.
Pentano: Hidrocarburo Parafínico de formula C5H12, quinto en la serie de los Alcanos. Puede estar presente en el gas natural o en el petróleo crudo, ya sea como n-pentano y/o bajo la configuración de su isómero, el i-pentano. Incoloro, inodoro e inflamable. Cuando está aislado de hidrocarburos más ligeros, se presenta en estado líquido a temperatura y presión ambiente.
Perforación: Conjunto de operaciones secuenciales programadas, realizadas tanto en periodo de exploración o explotación, con el fin de descubrir y extraer petróleo y/o gas natural. Para este fin se utilizan equipos, herramientas e insumos especiales.
Petrocasa: Vivienda prefabricada de PVC.
Polietileno: Es químicamente el polímero más simple. Se representa con su unidad repetitiva (CH2-CH2)n. Es uno de los plásticos más comunes, debido a su alta producción mundial (aproximadamente 60 millones de toneladas anuales alrededor del mundo) y a su bajo precio. Es químicamente inerte. Se obtiene de la polimerización del etileno (de fórmula química CH2=CH2).
Propano: Hidrocarburo Parafínico de formula C3H8, tercero en la serie de los Alcanos. Se encuentra presente en el
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3petróleo crudo, en el gas natural y como derivado del proceso de refinación del petróleo. El propano no reacciona vigorosamente a temperatura ambiente, sin embargo, a temperaturas mayores arde en contacto con el aire. Incoloro, inodoro e inflamable. Se presenta en estado gaseoso a temperatura y presión ambiente.
Propileno: Olefina consistente de una cadena corta de tres átomos de carbono y seis de hidrógeno; producto químico básico muy importante para las industrias químicas y de plásticos.
Refinación: Son los procesos que convierten el petróleo en productos terminados denominados carburantes, combustibles, lubricantes, grasas, parafinas, asfaltos y otros sub productos y productos intermedios que generan dichos procesos.
Las refinerías en Bolivia producen los siguientes carburantes y combustibles: GLP, Gasolina Especial, Gasolina Premium, Gasolina de Aviación, Jet Fuel, Diesel Oil y Kerosene.
Regalías: Compensación económica obligatoria pagadera al Estado, en dinero o en especie, a favor de los Departamentos productores por la explotación de sus recursos naturales no renovables.
Urea: Compuesto orgánico, producto del metabolismo de las proteínas en el hombre y en los mamíferos. El gas natural es materia prima tanto para el amoniaco como el anhídrido carbónico. La urea se emplea como fertilizante, suplemento alimenticio para rumiantes,
y en la industria de las resinas artificiales, de los barnices y de las colas y adhesivos.
Reservorio: Entidad geológica subterránea que contiene una acumulación individual y separada de petróleo y/o gas natural confinada por rocas o formaciones impermeables y/o acuíferos, hidráulicamente conectada, con límites y un sistema común de presión.
Zona tradicional: Región con información geológica donde existe producción de hidrocarburos con explotación comercial. (El Poder Ejecutivo, mediante decreto supremo, designará las zonas tradicionales hidrocarburíferas).
Zona no tradicional: Región no comprendida en la definición de zona tradicional.
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Contenido
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Mandatos, Competencias y Organización ....................17Introducción .....................................................................25
Hidrocarburos ............................................................................27Electricidad ................................................................................30
I. Normativa del Sector Energético ................................33II. Hidrocarburos ...........................................................................41
2.1 Estado de Situación ....................................................................432.2 Nacionalización ...........................................................................452.3 Producción de Hidrocarburos .....................................................482.4. Incremento de la inversión en Hidrocarburos ..........................512.5 Inversión en Industrialización ....................................................562.6 Renta Petrolera ...........................................................................622.7 Transporte de Hidrocarburos ......................................................652.8 Instalaciones Red Domiciliara ....................................................692.9 Conversiones a Gas Natural Vehicular ......................................712.10 Recalificación y reposición de cilindros de GNV ......................73
III. Desarrollo Energético ...............................................753.1 Balance Energético Nacional (BEN 2000-2013) ......................773.2 Balance Energético Departamental (BED 2000-2012) ............803.3 Balance de Energía Útil (BEU) .................................................813.4 Base de Indicadores de Eficiencia Energética (BIEE) .............82
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3.5 Normas Bolivianas de Eficiencia Energética ............................823.6 Red Nacional de Eficiencia Energética ....................................833.7 Plan Estratégico de Ahorro y Eficiencia Energética (PAEE) ....833.8 Integración Energética .............................................................84
IV. Electricidad .................................................................934.1 Estado de Situación ...................................................................954.2 Nivelación de tarifas del Servicio Eléctrico ................................964.3 Expansión de infraestructura eléctrica .......................................97
4.3.1 Incremento de generación ...............................................974.3.2 Expansión de líneas de transmisión. ...............................974.3.3 Interconexión de Sistemas Aislados al SIN .....................98
4.4 Proyectos en Ejecución. ............................................................984.5 Gestión de Financiamiento ......................................................1004.6 Energías Alternativas ...............................................................1014.7 Asignación de Gas Oil (Diesel) ................................................1034.8 Plan Eléctrico del Estado Plurinacional de Bolivia - 2025 .......1044.9 Tarifa Dignidad ........................................................................105
V. Abreviaturas, Acrónimos, Unidades y Glosario ................................................107
Abreviaturas y Acrónimos .........................................................109 Unidades ...................................................................................110Glosario .....................................................................................111
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Impreso en Bolivia
MINISTERIO DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍAAv. Mariscal Santa Cruz,
Edif. Centro de Comunicaciones, Piso 12La Paz – Bolivia
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Impresión:......................................
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![Memoria de Licenciatura [Antunes Moura] - VERSAO FINAL - 17-10-2013.pdf](https://img.document.onl/doc/110x75/577c7e9a1a28abe054a1cac9/memoria-de-licenciatura-antunes-moura-versao-final-17-10-2013pdf.jpg)
