BOLETÍN ESTADÍSTICO YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS ENERO MARZO 2013

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1 BOLETÍN ESTADÍSTICO YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS ENERO MARZO

2 Boletín Estadístico Gestión Enero Marzo 2013 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Elaboración: Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios Información proporcionada por: - Gerencia Nacional de Comercialización - Gerencia Nacional de Administración de Contratos - Gerencia Nacional de Fiscalización Diseño y Diagramación: Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Todos los derechos reservados Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Calle Bueno Nº 185 www. ypfb.gob.bo Mayo de 2013 La Paz Bolivia 2

3 CONTENIDO BOLETÍN ESTADÍSTICO ENERO - MARZO EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS 2. GAS NATURAL 2.1 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR CAMPO 2.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO 2.3 BALANCE DE GAS NATURAL 3. COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL 3.1 MERCADO INTERNO POR SECTOR 3.2 PRECIOS DE GAS NATURAL POR SECTOR Y EMPRESA DEMANDANTE 3.3 MERCADO EXTERNO POR MERCADO DE DESTINO 3.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE GAS NATURAL AL MERCADO EXTERNO 4. HIDROCARBUROS LÍQUIDOS - PRECIOS DE PETRÓLEO WTI PROMEDIO MENSUAL - PRECIOS PONDERADO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL CONTRATO YPFB - PETROBRAS - PRECIOS DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA CONTRATO YPFB - ENARSA 4.1 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL 4.2 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO 4.3 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO 4.4 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS - GASOLINA ESPECIAL - DIESEL OIL - JET FUEL - KEROSENE - GASOLINA PREMIUM 4.5 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO 3

4 4.6 VOLÚMENES DE IMPORTACIÓN 5 COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 5.1 MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO - VENTA DE DIESEL OIL - GASOLINA ESPECIAL - KEROSENE - GASOLINA PREMIUM 5.2 MERCADO EXTERNO 6 GAS LICUADO DE PETRÓLEO - EXPORTACIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO 6.1 PRODUCCIÓN DE GLP EN PLANTAS 6.2 PRODUCCIÓN DE GLP EN REFINERÍAS 6.3 PRODUCCIÓN TOTAL DE GLP 7. COMERCIALIZACIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO 7.1 VENTAS DE GLP AL MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO 8. IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN 8.1 PAGOS DE YPFB POR CONCEPTO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES 8.2 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO 9. UNIDADES Y FACTORES DE CONVERSIÓN 10. GLOSARIO DE TÉRMINOS 4

5 MMm3/día MBbl/día 1. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS GRÁFICO N 1 EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS ENERO - MARZO ,00 58,94 59,24 60,00 58,00 56,00 55,80 58,00 58,34 58,00 56,00 54,00 54,90 54,00 52,00 52,00 50,00 ENE FEB MAR 50,00 GAS NATURAL (MMm3/día) PETROLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/día) CUADRO N 1 PRODUCCIÓN BRUTA ENERO MARZO 2013 MES GAS NATURAL (MMm 3 /día) PETROLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/día) ENE 40,59 54,90 39,91 55,80 FEB 47,79 58,00 47,06 58,94 MAR 49,43 58,34 49,13 59,24 PROM 45,94 57,08 45,37 57,99 Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de La Producción Bruta de Hidrocarburos se refiere a la producción medida en Boca de Pozo. Durante el primer trimestre 2013, la producción bruta de gas natural alcanzó un promedio de 57,08 MMm 3 /día. Asimismo, la producción bruta de petróleo, condensado y gasolina natural obtuvo un promedio de 57,99 MBbl/día. La producción bruta de gas natural durante el primer trimestre 2013, se incrementó en un promedio 24,26% en comparación al mismo periodo de En el mes de marzo se registró el promedio máximo de 58,34 MMm 3 /día. La producción de hidrocarburos líquidos sigue la misma tendencia del gas natural, alcanzando un volumen promedio máximo en el mes de marzo con 59,24 MBbl/día. La producción de petróleo, condensado y gasolina natural, se incrementó en 27,84% en relación al primer trimestre de

6 MM m3/día 2. GAS NATURAL 2.1 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR CAMPO GRÁFICO N 2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES ENE - MAR ,00 53,05 56,32 56,67 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE FEB MAR SABALO SAN ALBERTO MARGARITA - HUACAYA YAPACANÍ BULO BULO ITAU RIO GRANDE VUELTA GRANDE TACOBO CURICHE RESTO DE LOS CAMPOS TOTAL CUADRO N 2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL POR CAMPO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MMm 3 /día) ENERO - MARZO 2013 CAMPO SABALO SAN ALBERTO MARGARITA - HUACAYA YAPACANÍ BULO BULO ITAU RIO GRANDE VUELTA GRANDE TACOBO CURICHE RESTO DE LOS CAMPOS TOTAL ENE 11,40 17,45 9,21 11,51-7,75 1,44 2,29 2,11 2,17 1,50 1,53 1,38 1,50 1,60 1,39 1,42 0,84 0,64 0,74 8,33 5,87 39,05 53,05 FEB 15,41 18,34 11,27 11,47-9,48 1,51 2,22 2,11 2,11 1,63 1,53 1,40 1,50 1,61 1,37 1,52 1,22 0,71 1,05 9,04 6,04 46,20 56,32 MAR 16,63 18,59 11,45 11,22-9,59 1,45 2,42 2,09 2,08 1,70 1,57 1,48 1,56 1,60 1,35 1,49 1,21 0,75 1,08 9,23 5,99 47,87 56,67 PROM 14,48 18,13 10,65 11,40-8,94 1,47 2,31 2,10 2,12 1,61 1,55 1,42 1,52 1,60 1,37 1,48 1,09 0,70 0,96 8,87 5,96 44,37 55,35 % 32,6 % 32,8 % 24,0 % 20,6 % 0,0% 16,2 % 3,3% 4,2% 4,7% 3,8% 3,6% 2,8% 3,2% 2,7% 3,6% 2,5% 3,3% 2,0% 1,6% 1,7% Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de A partir del mes de Abril de 2012 se considera como campo "MARGARITA-HUACAYA", la producción de ambos campos es de manera conjunta. 20,0 % 10,8% 100,0 % 100,0 % La producción sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones es aquella producción medida en punto de fiscalización a la salida de la planta más los volúmenes de producción sujetos a penalidades por quemas. A su vez, es menor a la producción bruta contemplada en el Cuadro N 1 debido a que esta 6

7 MMm3/día última es medida en boca de pozo antes del proceso de separación de los componentes licuables y se realicen las actividades de uso del gas como combustible en los campos, quema y venteo. La producción de gas natural sujeta al pago de IDH, regalías y participaciones, durante el primer trimestre de 2013, alcanzó un promedio de 55,35 MMm 3 /día, mostrando un incremento de 24,73% en relación al Esta producción fue entregada en su totalidad a YPFB por las diferentes empresas que operan los campos bajo contratos de operación. Asimismo para el primer trimestre 2013, los campos con mayor producción fueron Sábalo y San Alberto representando el 32,8% y 20,6% respectivamente de la producción total, el campo Margarita - Huacaya representó el 16,2%. Otros campos que tuvieron una producción significativa son Yapacaní y Bulo Bulo, que representando el 4,2% y 3,8% del total respectivamente, Itaú, Río Grande, Vuelta Grande, Tacobo y Curiche representaron el 2,8%, 2,7%, 2,5%, 2,0% y 1,7% del total de la producción de gas natural del primer trimestre El resto de los campos representaron el 10,8% del total producido, que incluye los campos con una producción menor a 0,96 MMm 3 /día; en el caso del primer trimestre de 2012, incluye los campos con producción menor a 1,44 MMm3/día. 2.2 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES POR DEPARTAMENTO GRÁFICO N 3 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUJETA AL PAGO DE REGALÍAS Y PARTICIPACIONES ENERO - MARZO ,00 53,05 56,32 56,67 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE FEB MAR CHUQUISACA COCHABAMBA SANTA CRUZ TARIJA TOTAL 7

8 CUADRO N 3 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SEGÚN DEPARTAMENTO SUJETA AL PAGO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MMm 3 /día) DEPARTAMENTO TARIJA SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TOTAL ENE 26,11 36,77 8,82 9,71 2,51 2,44 1,61 4,13 39,05 53,05 FEB 32,77 38,75 9,30 10,39 2,52 2,37 1,61 4,81 46,20 56,32 MAR 34,50 38,85 9,25 10,60 2,51 2,36 1,60 4,86 47,87 56,67 PROM 31,13 38,12 9,13 10,23 2,51 2,39 1,61 4,60 44,37 55,35 % 70,15% 68,88% 20,57% 18,49% 5,66% 4,31% 3,62% 8,31% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo 2013 Durante el primer trimestre de 2013 el departamento de Tarija registró la mayor producción de gas natural alcanzando un promedio de 38,12 MMm 3 /día (68,88%), seguido de Santa Cruz con una producción promedio de 10,23 MMm 3 /día (18,49%), Chuquisaca con 4,60 MMm 3 /día (8,31%) y Cochabamba que alcanzó una producción promedio con 2,39 MMm 3 /día (4,31%). 2.3 BALANCE DE GAS NATURAL CUADRO N 4 DESTINO DE LA PRODUCCIÓN TOTAL DE GAS NATURAL (MMm 3 /día) ENERO MARZO 2013 DESTINO ENTREGA A DUCTO COMBUSTIBLE CONVERTIDO A LIQUIDO INYECCIÓN QUEMA VENTEO TOTAL ENE 38,67 52,56 0,82 0,93 0,49 0, ,21 0,45 0,40 0,42 40,59 54,90 FEB 45,80 55,93 0,85 0,95 0,53 0, ,16 0,11 0,45 0,44 47,79 58,00 MAR 47,49 56,29 0,85 0,96 0,55 0, ,11 0,09 0,44 0,45 49,43 58,34 PROM 43,98 54,92 0,84 0,94 0,52 0, ,16 0,22 0,43 0,44 45,94 57,08 Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 Durante el primer trimestre de la gestión 2013, los volúmenes de gas natural entregados a ducto en promedio fueron mayores en 24,87% a los entregados a ducto en el mismo periodo de Por su parte, los volúmenes de gas destinados para uso de combustible y de gas convertido a líquido de enero a marzo de 2013 fueron superiores a los del mismo periodo de 2012 en 12,18% y 6,62%, respectivamente. Asimismo, los volúmenes promedio de gas natural destinado a la quema y al venteo se incrementaron en 35,76% y 1,96% mientras que la inyección de gas natural fue nula. 8

9 GRÁFICO N 4 BALANCE DE GAS NATURAL COMBUSTI BLE 1,66% CONVERTI DO A LIQUIDO 1,97% En los meses de enero a marzo de 2013, el 96,22% de la producción total de gas natural fue entregado a ducto con destino al mercado interno y externo para cubrir la demanda de los sectores eléctrico, industrial, residencial, comercial y de transporte vehicular, así como la demanda de los mercados de Brasil y Argentina. El 1,66% de la producción fue destinada al uso como combustible en las instalaciones de los campos de producción y no se registraron inyecciones en los pozos. ENTREGA A DUCTO 96,22% INYECCIÓN 0,00% QUEMA 0,38% VENTEO 0,77% Asimismo, los componentes licuables (GLP y gasolina natural) presentes en el gas natural y separados en las plantas, representaron el 1,97% de la producción total. El 0,38% de la producción fue destinado a la quema y el 0,77% al venteo, ambas operaciones como consecuencia, principalmente, de pruebas de producción, intervención, terminación de pozos y por razones de seguridad en el funcionamiento de las instalaciones de los campos de producción. 9

10 MMm3/día 3. COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL 3.1 MERCADO INTERNO POR SECTOR GRÁFICO N 5 9,00 8,00 COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL AL MERCADO INTERNO ENERO - MARZO ,28 8,17 8,35 7,00 6,00 5,00 4,00 3,00 2,00 1,00 0,00 ENE FEB MAR Consumidores Directos y Otros * Resid, Com, Ind y Transp.vehicular. Eléctrico TOTAL CUADRO N 5 VOLÚMENES COMERCIALIZADOS AL MERCADO INTERNO POR SECTOR A 60ºF (MMm3/día) SECTOR Eléctrico Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular. Consumidores Directos y Otros * TOTAL ENE 4,32 3,63 3,69 4,05 0,46 0,59 8,46 8,28 FEB 3,76 3,44 3,69 4,08 0,54 0,65 7,99 8,17 MAR 3,49 3,62 3,88 4,12 0,61 0,61 7,98 8,35 PROM 3,86 3,56 3,75 4,08 0,54 0,62 8,14 8,26 % 47,37% 43,10% 46,04% 49,42% 6,59% 7,48% 100,00% 100,00% * Incluye: industrias conectadas directamente a la red troncal de transporte, consumidores propios del Sector hidrocarburos como refinerías, estaciones de bombeo y Planta de Compresión Río Grande, además de las Estaciones de Servicio de gas natural que tienen contrato directo con YPFB. Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Gas Natural Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 En la estructura del mercado interno, el Sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular es el mayor consumidor de gas natural, registrándose en los meses de enero a marzo del 2013, un consumo promedio de 4,08 MMm 3 /día lo que representa el 49,42% del consumo total. Le sigue el Sector Eléctrico que tuvo un consumo promedio de 3,56 MMm 3 /día lo que representó el 43,10% del consumo total. Finalmente, el Sector Consumidores Directos y Otros tuvo un consumo promedio de 0,62 MMm 3 /día, lo que representó el 7,48% del consumo total. En promedio el Consumo del mercado interno 10

11 durante el primer trimestre 2013, alcanzó a 8,26 MMm 3 /día, lo que significa un incremento del 1,48% respecto al primer trimestre de la gestión anterior. Asimismo, en relación al primer trimestre de 2012, el consumo promedio del Sector Eléctrico fue menor en 7,65%, el consumo promedio del Sector Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular fue superior en 8,92% y el promedio del consumo directo y otros fue mayor en 15,15%. 3.2 PRECIOS DE GAS NATURAL POR SECTOR Y EMPRESA DEMANDANTE CUADRO N 6 PRECIOS FINALES DE GAS NATURAL POR SECTOR Y EMPRESA DEMANDANTE ELÉCTRICO SECTOR SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL - SIN R.A. SSDH Nº 0440/2008 SISTEMAS AISLADOS R.A. SSDH Nº 0450/2008 RESIDENCIAL,COMERCIAL, INDUSTRIAL Y TRANSPORTE VEHICULAR (REDES DE GAS NATURAL) CONSUMIDORES DIRECTOS Y OTROS *** USO COMBUSTIBLE PARA REFINACION R.A. SSDH Nº 0452/2008 INDUSTRIA MINERA CALERA R.A. SSDH Nº 0452/2008 INDUSTRIA ALIMENTICIA R.A. SSDH Nº 0452/2008 Precio $us/mpie 3 Empresa Eléctrica Guaracachi S.A. 1,3000 Empresa Eléctrica Valle Hermoso S.A. 1,3000 Compañía Boliviana de Energía Eléctrica S.A. 1,3000 Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo S.A. 1,3000 ENDE Andina S.A.M 1,3000 Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A. 1,0500 Empresa Servicios Eléctricos Tarija S.A. - Bermejo 1,1000 Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. 1,1100 Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. - Ipias 1,9768 Cooperativa Rural de Electrificación Ltda. - Puerto Suárez 1,5485 Gas y Electricidad S.A. 1,0200 Cooperativa Monteagudo 1,1000 Cooperativa Muyupampa 1,1000 YPFB Redes de Gas Cochabamba 0,9800 YPFB Redes de Gas Santa Cruz 0,9800 YPFB Redes de Gas Chuquisaca 0,9800 YPFB Redes de Gas La Paz 0,9800 YPFB Redes de Gas Oruro 0,9800 YPFB Redes de Gas Potosí 0,9800 Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. 0,9800 Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. - Carapari 0,5700 Refinería Oro Negro S.A. 1,3100 Refinería Santa Cruz S.R.L. 1,3100 Refinería Parapetí S.R.L. 1,3100 YPFB Refinación S.A. 1,3100 Compañía Minera Paitití S.A.* Empresa Minera y Calera Sayari S.A. 1,7000 Gravetal Bolivia S.A.* Empresa COMASA 1,7000 Laguna Volcán S.R.L. 1,7000 USO COMBUSTIBLE Planta de Compresión Río Grande 1,4208 PARA TRANSPORTE R.A. SSDH YPFB Logística 1,4208 Nº 0695/2008 YPFB Transporte 1,0108 GNV D.S. Nº Caiguami** 1,5000 (*) Precio Fijo en Punto de Fiscalización (1,29$us/Mpie 3 ) y variable en Punto de Entrega. (**) R.A. SSDH Nº 598/2001 (***) Incluye: industrias conectadas directamente a la red troncal de transporte, consumidores propios del sector hidrocarburos como refinerías, estaciones de bombeo y Planta Río Grande, además de las Estaciones de Servicio de gas natural que tienen contrato directo con YPFB. Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Gas Natural 11

12 MMm3/día Los precios de gas natural en el mercado interno fluctúan entre un nivel máximo de 1,9768 $us/mpie 3 y un nivel mínimo de 0,57 $us/mpie 3, en función al sector de destino y la normativa empleada en cada caso, siendo el Sector Eléctrico en el que se aplican los mayores precios y la distribución de gas natural por redes en el que se aplican los menores precios. El precio de gas natural para el Sector Eléctrico en el punto de entrega, al ingreso de la planta termoeléctrica, es igual a 1,30 $us/mpie 3. Para generadoras pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional y para generadoras pertenecientes al Sistema Aislado el precio varía entre 1,02 $us/mpie 3 y 1,9768 $us/mpie 3. El precio de gas natural que es entregado a las empresas distribuidoras en Puerta de Ciudad (city gate), cuyo destino son los Sectores Residencial, Comercial, Industrial y Transporte Vehicular, es de 0,98 $us/mpie 3. Sólo en el caso de la Empresa Tarijeña del Gas S.A.M. Carapari, es de 0,57 $us/mpie 3. Asimismo, los precios de gas natural para consumo propio del sector hidrocarburos como combustible en transporte varían entre 1,0108 $us/mpie 3 y 1,4208 $us/mpie 3 y para el uso como combustible en refinación es de 1,31 $us/mpie MERCADO EXTERNO POR MERCADO DE DESTINO GRÁFICO N 6 VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL ENERO - MARZO ,00 36,00 34,00 32,00 30,00 28,00 26,00 24,00 22,00 20,00 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2, ENERO FEBRERO MARZO BRASIL (Contrato YPFB - PETROBRAS) ARGENTINA (Contrato YPFB - ENARSA) 12

13 CUADRO N 7 VOLÚMENES DIARIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL (MMm 3 ) DÍA VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS AL BRASIL: CONTRATO YPFB - PETROBRAS* A 68ºF (*) VOLÚMENES DE GAS NATURAL EXPORTADOS A ARGENTINA: YPFB - ENARSA A 60 F (**) ENE FEB MAR ENE FEB MAR 1 31,7 31,7 31,6 9,6 15,3 15,9 2 31,7 31,7 31,8 9,7 15,6 15,8 3 31,6 31,5 31,6 9,7 15,8 15,8 4 31,7 31,5 31,7 9,7 15,5 15,8 5 31,7 31,6 31,7 9,6 15,5 15,9 6 31,6 31,6 31,9 9,6 14,9 15,8 7 31,6 31,7 31,6 10,6 15,6 15,7 8 31,7 31,6 31,6 9,6 15,8 15,0 9 31,3 31,6 31,6 9,6 15,8 15, ,6 31,6 31,6 9,6 15,2 15, ,5 31,6 31,6 9,6 15,9 15, ,6 31,6 31,6 9,6 15,9 15, ,7 31,6 31,6 9,7 15,8 14, ,2 31,6 31,6 9,7 14,8 15, ,6 31,6 31,6 10,6 15,8 15, ,6 31,7 32,1 12,3 15,9 15, ,6 31,6 31,6 13,0 15,9 16, ,6 31,6 31,6 12,7 15,9 15, ,7 31,7 31,6 14,2 16,2 15, ,6 31,6 31,7 15,4 15,9 16, ,6 31,6 31,6 15,4 15,7 16, ,7 31,6 31,6 15,4 15,7 16, ,7 31,6 31,6 15,4 16,5 16, ,7 31,5 31,6 14,6 16,8 16, ,6 27,1 31,6 14,6 16,9 15, ,2 31,6 31,6 14,6 16,2 14, ,4 31,6 31,6 15,4 16,3 15, ,7 26,9 31,6 15,1 16,9 16, ,6 31,6 15,9 16, ,6 31,6 14,7 16, ,7 31,6 15,1 16,9 PROM 31,6 31,3 31,6 12,3 15,9 15,8 *Volúmenes entregados en Mutún y Cuiabá **Volúmenes entregados en Yacuiba Nota: Los volúmenes a Brasil Contrato GSA no incluyen el gas combustible en el tramo boliviano. Valores actualizados en mayo de 2013 Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Gas Natural Los volúmenes diarios exportados al mercado del Brasil a través del contrato YPFB Petrobras (GSA) mostraron estabilidad a lo largo del trimestre, con volúmenes diarios superiores a los 31 MMm 3 que se registraron durante todos los días del mes excepto los días 25 y 28 de febrero, días en que se registraron 13

14 volúmenes de exportación de 27,1 y 26,9 MMm 3. Asimismo, el volumen más alto fue de 32,1 MMm 3 y se registró el día 16 de marzo. Los volúmenes exportados al Mercado de Argentina a través del contrato YPFB ENARSA durante los primeros 18 días del mes de enero mostraron valores diarios menores a los 14 MMm 3 y a partir del 19 de enero hasta el final del trimestre se mantuvieron mostrando valores diarios entre los 14 y los 16,9 MMm 3. El volumen diario más bajo alcanzo un valor de 9,6 MMm 3 registrado los días 1, 6, 7 y 8 al 12 de enero. Asimismo, el volumen diario más alto fue de 16,9 MMm 3 y se registró los días 25 y 28 de febrero y el 31 de marzo. CUADRO N 8 VOLÚMENES PROMEDIO FACTURADOS AL MERCADO DE EXPORTACIÓN (MMm 3 /día) ENERO MARZO 2013 MERCADO DE DESTINO ARGENTINA * BRASIL ** ENE 10,04 12,27 20,06 32,10 FEB 9,57 15,86 28,44 31,77 MAR 8,35 15,77 31,35 32,16 PROM 9,32 14,63 26,62 32,01 * Volúmenes a 60ºF Base Seca, Contrato YPFB ENARSA. **Volúmenes a 68ºF Base Saturada, Contrato YPFB PETROBRAS y Contrato YPFB MT GAS Nota: Los volúmenes a Brasil incluyen gas combustible en el tramo boliviano para el Contrato YPFB- PETROBRAS y Volúmenes Facturados de MT GAS Los volúmenes a Argentina incluyen volúmenes correspondientes al Contrato YPFB-ENARSA e incorporan los volúmenes del contrato INTERRUMPIBLE. Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Gas Natural El promedio del volumen de gas natural facturado al Brasil durante el primer trimestre 2013 se incrementó en 20,26% en relación a similar periodo de 2012, alcanzando el mayor valor promedio en el mes de marzo con 32,16 MMm 3 /día. El contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y ENARSA fue suscrito en 2006 con una duración de 21 años a partir del 1º de enero de 2007 hasta el El mismo contempla el envío de gas natural a la República Argentina, de un volumen inicial de 7,7 MMm 3 / día durante los tres primeros años, con posibilidad de incrementarse en función de las ampliaciones de gasoductos en ambos países hasta alcanzar 27,7 MMm 3 /día, manteniendo este nivel hasta la finalización del Contrato. El 26 de marzo de 2010 se suscribió la primera Adenda a este Contrato, la cual establece volúmenes mínimos de recepción y entrega de forma obligatoria y cláusulas de garantías comerciales entre otros, en vigencia a partir del 1º de mayo de Asimismo, desde los inicios del contrato se estableció un poder calorífico en base seca que no sea menor a BTU/pie 3. Los volúmenes promedio de gas natural facturados a la Argentina en el primer trimestre de 2013 fueron mayores a los facturados durante el período de 2012 en 56,96%, en el marco del cumplimiento a la adenda al contrato entre YPFB y Energía Argentina S.A. (ENARSA) firmada en marzo de 2010, donde se establece un incremento en los volúmenes comprometidos para el mercado argentino y considerando además los volúmenes enviados bajo contrato interrumpible. El contrato de compra venta de gas natural suscrito entre YPFB y Petrobras (GSA) en 1996, tiene una duración de 21 años a partir de 1999 hasta Este contrato inicialmente estableció el envío de 16 MMm 3 /día de gas natural, sin embargo, después de la firma de dos Adendas al mismo se llegó a establecer el máximo volumen contractual de venta de 30,08 MMm 3 /día más el combustible requerido en el tramo Mutún - Sao Paulo que actualmente se encuentra en vigencia. Asimismo, desde los inicios del contrato se estableció un poder calorífico base saturada que no sea menor a BTU/pie 3. 14

15 $us/bbl ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 En el mes de julio de 2012, se firmó un contrato interrumpible de compra y venta de gas natural entre YPFB y ENARSA. El acuerdo entró en vigencia ese mismo mes y tendrá una duración de 15 años, esto es hasta el 31 de diciembre de Es un contrato independiente al suscrito en 2006 y que establece volúmenes interrumpibles que no generan obligaciones a YPFB y tampoco compromete reservas en firme. 3.4 EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE GAS NATURAL AL MERCADO EXTERNO PRECIOS DEL PETRÓLEO WTI PROMEDIO MENSUAL ($us/bbl) CUADRO N 9 GRÁFICO N 7 AÑO MES WTI PROMEDIO MENSUAL ($us/bbl) 110,00 WTI PROMEDIO MENSUAL ($us/bbl) ENE 100,36 FEB 102,29 MAR 106,31 ABR 103,38 MAY 94,49 105,00 100,00 95,00 90,00 85, JUN 82,33 JUL 87,81 80,00 75,00 AGO 94,08 70,00 SEP 94,35 OCT 89,47 NOV 86,57 DIC 88,23 ENE 94, FEB 95,27 MAR 92,88 Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización El promedio del precio WTI durante el primer trimestre de 2013 fue de 94,3 $us/bbl, reduciéndose en 8,44% respecto a similar periodo de 2012 en que se situó en 102,99 $us/bbl. Debido a los componentes en la determinación del precio en los contratos de exportación, los precios de venta de gas natural al mercado externo muestran una alta correlación en el comportamiento de los precios del crudo WTI correspondientes a un trimestre anterior. 15

16 $us/mmbtu ene-12 feb-12 mar-12 abr-12 may-12 jun-12 jul-12 ago-12 sep-12 oct-12 nov-12 dic-12 ene-13 feb-13 mar-13 CUADRO N 10 PRECIO PONDERADO DE VENTA DE GAS NATURAL AL BRASIL - CONTRATO YPFB - PETROBRAS ($US/MMBtu) AÑO TRIM MES PRECIO QDCB PRECIO QDCA PRECIO* ($US/ MMBtu) 2012 I II III IV ENE 8,60 FEB 8,33 9,80 8,93 MAR 9,01 ABR 9,42 MAY 8,83 10,39 9,51 JUN 9,35 JUL 9,14 AGO 8,74 10,28 9,09 SEP 9,38 OCT 9,35 NOV 8,68 10,21 9,37 DIC 9, I ENE (*) Precio ponderado por volúmenes Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización 9,09 FEB 8,45 9,90 9,08 MAR 9,09 Los precios de exportación de gas natural al Brasil (Precios QDCB y QDCA), son calculados y aplicados de forma trimestral conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con Petrobras (GSA). GRÁFICO N 8 10,00 PRECIO PONDERADO DE VENTA DE GAS NATURAL A BRASIL - CONTRATO GSA ($US/MMBtu) 9,50 9,00 8,50 8,00 16

17 $us/mmbtu CUADRO N 11 PRECIO DE VENTA DE GAS NATURAL A LA ARGENTINA CONTRATO YPFB - ENARSA ($US/MMBtu) AÑO MES PRECIO ($US/MMBtu) ENE 10,62 FEB 10,62 MAR 10,62 ABR 11,08 MAY 11,08 11,50 11,00 10,50 GRAFICO N 9 PRECIO DE VENTA DE GAS NATURAL A ARGENTINA - CONTRATO YPFB - ENARSA ($US/MMBtu) JUN 11,08 JUL 11,17 AGO 11,17 SEP 11,17 OCT 10,78 NOV 10,78 DIC 10,78 ENE 10,59 FEB 10,59 10,00 9,50 9,00 MAR 10,59 Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Los precios de exportación de gas natural a la Argentina, son calculados y aplicados de forma trimestral conforme a lo estipulado en el contrato suscrito con ENARSA. 17

18 MBbl/día 4. HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 4.1 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL GRÁFICO N 10 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL 70,00 60,00 50,00 55,58 58,71 59,02 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE FEB MAR GASOLINA NATURAL CONDENSADO PETRÓLEO TOTAL CUADRO N 12 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL (MBbl/día) ENERO MARZO 2013 PETRÓLEO CONDENSADO GASOLINA NATURAL TOTAL ENE 4,57 4,70 27,21 39,86 7,97 11,01 39,74 55,58 FEB 4,74 4,88 32,75 42,19 9,40 11,63 46,88 58,71 MAR 4,79 5,15 34,40 42,46 9,74 11,41 48,93 59,02 PROM 4,70 4,91 31,45 41,51 9,04 11,35 45,18 57,77 % 10,39% 8,50% 69,60% 71,85% 20,00% 19,65% 100% 100% Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de La producción certificada de petróleo, condensado y gasolina natural es medida en el punto de fiscalización de los campos y es sujeto al pago de IDH, regalías y participaciones. La producción certificada de condensado en el primer trimestre de 2013 representó el 71,85% de la producción total de hidrocarburos líquidos y alcanzó el mayor volumen promedio en el mes de marzo con 42,46 MBbl/día. Por otro lado, la producción de petróleo representó el 8,5% del total de líquidos producido, el mes de marzo alcanzó un máximo de 5,15 MBbl/día. Asimismo, la producción de gasolina natural que representa el 19,65% de la producción total de líquidos, alcanzó su mayor nivel el mes de marzo con un volumen de 11,35 MBbl/día. 18

19 MBl/día En relación al primer trimestre de 2012, la producción promedio de hidrocarburos líquidos para el primer trimestre de 2013 fue superior 27,85%. La producción promedio de condensado se incrementó en 31,98%, la producción de gasolina natural se incrementó en 25,57% y la producción de petróleo se incrementó en 4,57%. 4.2 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO (MBbl/día) 70,00 GRÁFICO N 11 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO ENERO - MARZO ,00 55,58 58,71 59,02 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE FEB MAR BLOQUE BAJO ** BULO BULO * SURUBI ** SURUBI NOROESTE ** EL DORADO SUR* VUELTA GRANDE * RIO GRANDE* YAPACANI * SABALO* SAN ALBERTO* ITAU* MARGARITA-HUACAYA OTROS CAMPOS *** TOTAL 19

20 CUADRO N 13 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR CAMPO (MBbl/día) ENERO MARZO 2013 CAMPO BLOQUE BAJO ** BULO BULO * SURUBI ** SURUBI NOROESTE ** EL DORADO SUR* VUELTA GRANDE * RIO GRANDE* YAPACANI * SABALO* SAN ALBERTO* ITAU* MARGARITA- HUACAYA OTROS CAMPOS *** TOTAL ENE 0,59 0,57 2,37 2,30 0,86 1,09 1,18 1,27 0,21 0,59 1,04 0,93 1,51 1,45 0,53 0,78 12,68 19,25 7,52 9,40 1,44 1,47 0,00 11,19 9,81 5,29 39,74 55,58 FEB 0,58 0,55 2,37 2,24 0,87 1,05 1,20 1,28 0,22 0,60 1,05 0,93 1,50 1,45 0,55 0,77 16,90 20,03 9,24 9,31 1,54 1,45 0,00 13,42 10,86 5,62 46,88 58,71 MAR 0,58 0,54 2,29 2,19 0,85 1,04 1,19 1,55 0,23 0,60 1,04 0,90 1,60 1,54 0,52 0,81 18,43 20,24 9,33 9,06 1,59 1,49 0,00 13,44 11,27 5,60 48,93 59,02 PROM 0,58 0,56 2,34 2,24 0,86 1,06 1,19 1,37 0,22 0,60 1,04 0,92 1,54 1,48 0,54 0,78 16,00 19,84 8,69 9,26 1,52 1,47 0,00 12,68 10,65 5,51 45,18 57,77 % 1,3% 1,0% 5,2% 3,9% 1,9% 1,8% 2,6% 2,4% 0,5% 1,0% 2,3% 1,6% 3,4% 2,6% 1,2% 1,4% 35,4% 34,3% 19,2% 16,0% 3,4% 2,5% 0,0% 22,0% 23,6% 9,5% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de A partir del 19 de abril de 2012 se considera como campo "MARGARITA-HUACAYA" la producción de los campos Margarita y Huacaya de manera conjunta * Campos Gasíferos con producción de condensado. ** Campos petrolíferos. *** Campos con una producción total trimestral menor a Bbl. 20

21 MBbl/día Los campos que más aportan a la producción total de hidrocarburos líquidos son Sábalo y San Alberto, campos gasíferos que producen condensado asociado al gas natural. La producción de condensado de estos campos en el primer trimestre de 2013 representó el 50,4% de la producción total de hidrocarburos líquidos. 4.3 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO (MBbl/día) GRÁFICO N 12 70,00 60,00 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL POR DEPARTAMENTO ENERO - MARZO ,58 58,71 59,02 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE FEB MAR COCHABAMBA CHUQUISACA SANTA CRUZ TARIJA TOTAL CUADRO N 14 PRODUCCIÓN CERTIFICADA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS POR DEPARTAMENTO, ENERO MARZO 2013 (MBbl/día) DEPTO COCHABAMBA CHUQUISACA SANTA CRUZ TARIJA TOTAL ENE 6,15 5,94 1,17 4,85 5,89 6,38 26,54 38,40 39,74 55,58 FEB 6,16 5,87 1,19 5,81 6,16 6,59 33,38 40,43 46,88 58,71 MAR 6,02 6,04 1,16 5,87 6,39 6,72 35,36 40,39 48,93 59,02 PROM 6,11 5,95 1,17 5,51 6,14 6,57 31,76 39,74 45,18 57,77 % 13,51% 10,30% 2,60% 9,54% 13,60% 11,37% 70,29% 68,79% 100,00% 100,00% Fuente: Gerencia Nacional de Fiscalización Nota: Valores actualizados en mayo de El departamento con mayor producción de hidrocarburos líquidos es Tarija registrando una producción promedio de 39,74 MBbl/día (68,79% del total), Santa Cruz le sigue con una producción promedio de 6,57 MBbl/día (11,37% del total), Cochabamba con un promedio de 5,95 MBbl/día representa el 10,30% y Chuquisaca con una producción promedio de 5,51 MBbl/día representa el 9,54% de la producción total. 21

22 4.4 COMBUSTIBLES LÍQUIDOS OBTENIDOS POR REFINERÍAS - GASOLINA ESPECIAL (Bbl/día) CUADRO N 15 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL ORO NEGRO TOTAL ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO % 57,5% 54,8% 36,6% 39,4% 5,9% 5,8% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 La gasolina especial es el combustible de mayor producción en el país. Las refinerías de YPFB Refinación S.A. produjeron durante el primer trimestre de 2013 el 94,2% de este combustible. La producción de gasolina especial por parte de la refinería Oro Negro represento el 5,8% del total. La producción promedio de gasolina especial de enero a marzo 2013 alcanzó Bbl/día incrementándose en 15,56% en relación a la producción del mismo periodo El mes de mayor producción fue marzo alcanzando un promedio de Bbl/día (Refinería Gualberto Villarroel Bbl/día Refinería Guillermo Elder Bell Bbl/día y Refinería Oro Negro Bbl/día). El mes de menor producción fue enero con Bbl/día (Refinería Gualberto Villarroel con Bbl/día y Refinería Guillermo Elder Bell con Bbl/día y Refinería Oro Negro con el Bbl/día) - DIESEL OIL (Bbl/día) CUADRO N 16 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL ORO NEGRO TOTAL ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO % 56,0% 49,2% 34,1% 42,4% 9,8% 8,4% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 El diésel oíl es el segundo combustible de mayor producción de las refinerías después de la gasolina especial. Durante el primer trimestre de 2013 el 91,6% de la producción de este combustible se realizó en las refinerías de YPFB Refinación S.A. y el restante 8,4% en la Refinería Oro Negro. La producción promedio de enero a marzo 2013 alcanzó los Bbl/día volumen que superó a la producción promedio de 2012 en 30,99%. 22

23 - JET FUEL (Bbl/día) CUADRO N 17 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL TOTAL ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO % 46,6% 50,3% 53,4% 49,7% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de El Jet Fuel es el tercer combustible de mayor producción y solo las refinerías de YPFB Refinación S.A. lo obtienen. La producción total de Jet Fuel en dichas refinerías durante el primer trimestre de 2013 se distribuyó en 50,3% la Refinería Gualberto Villarroel y 49,7% la Refinería Guillermo Elder Bell. La producción promedio de este combustible para el primer trimestre de 2013, fue inferior en 7,72% a la del mismo período de KEROSENE (Bbl/día) CUADRO N 18 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL TOTAL ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO % 97,2% 95,0% 2,8% 5,0% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de GASOLINA PREMIUM (Bbl/día) REFINERÍA CUADRO N 19 GUILLERMO ELDER BELL ENERO 0 48 FEBRERO MARZO PROMEDIO % 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación, Agencia Nacional de Hidrocarburos Nota: Valores actualizados en mayo de

24 El Kerosene y la Gasolina Premium son cortes de menor producción y son elaborados solamente por las refinerías de YPFB Refinación S.A. Durante el primer trimestre de 2013 la Refinería Gualberto Villarroel produjo el 95% del Kerosene y la Refinería Guillermo Elder Bell el 5% del Kerosene y el 100% de la Gasolina Premium. En relación al primer trimestre de 2012, la producción promedio de Kerosene fue menor en 4,59%, asimismo, la producción promedio de Gasolina Premium fue mayor en 57,90%. 4.5 PRODUCCIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO (Bbl) CUADRO N 20 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL ORO NEGRO TOTAL ENERO FEBRERO MARZO PROMEDIO % 56,4% 57,0% 38,1% 38,9% 5,5% 4,2% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación La producción de crudo reconstituido es destinada al mercado externo. Durante los meses de enero a marzo de 2013 el 95,8% fue producido por las refinerías de YPFB Refinación S.A.. El volumen producido durante este primer trimestre de 2013, se incrementó en 16,39% en relación al VOLÚMENES DE IMPORTACIÓN PRODUCTO CUADRO N 21 IMPORTACIONES GLP (Tm/ día) Diésel Oíl (Bbl) ENE 29, FEB 65, MAR 71, PROMEDIO 55, Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación. Nota: Valores actualizados en mayo de El promedio de las importaciones de Diésel Oíl durante el primer trimestre de 2013 fue de Bbl/mes, inferior en 6,79% al promedio registrado en El mes de mayor importación fue marzo con Bbl. El GLP dejó de importarse desde diciembre del pasado año. 24

25 5. COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS 5.1 MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO - VENTA DE DIESEL OIL (NACIONAL + IMPORTADO) (Bbl/día) CUADRO N 22 DEPTO LA PAZ SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TARIJA ORURO POTOSI BENI PANDO TOTAL NACIONAL ENE FEB MAR PROM % 18,62% 19,93% 35,91% 35,83% 17,10% 17,17% 3,66% 3,40% 6,78% 7,26% 7,47% 7,06% 6,17% 5,53% 3,81% 3,33% 0,48% 0,50% 100,00% 100,00% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de El Diésel Oíl fue el combustible de mayor demanda en el mercado interno durante el primer trimestre 2013, comercializándose un promedio de Bbl/día. La comercialización de este combustible se centralizó principalmente en los departamentos de Santa Cruz (35,83%), La Paz (19,93%) y Cochabamba (17,17%), representando estos tres departamentos el 72,93% del consumo total. El volumen promedio comercializado de Diésel Oíl superó al primer trimestre de 2012 en 12,12%. - GASOLINA ESPECIAL (Bbl/día) CUADRO N 23 DEPTO LA PAZ SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TARIJA ORURO POTOSI BENI PANDO TOTAL NACIONAL ENE FEB MAR PROM % 29,06% 28,69% 33,13% 33,42% 14,91% 14,69% 2,79% 2,74% 4,20% 4,49% 5,61% 5,51% 5,44% 5,53% 3,91% 4,09% 0,95% 0,85% 100,00% 100,00% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Incluye producción nacional más insumos y aditivos importados. Nota: Valores actualizados en mayo de La gasolina especial es el segundo combustible de mayor consumo en el mercado interno. Durante el primer trimestre de 2013 se comercializaron un promedio de Bbl/día. El mayor consumo se registró en los departamentos de Santa Cruz (33,42%), La Paz (28,69%) y Cochabamba (14,69%). El consumo de estos tres departamentos representa aproximadamente el 76,80% del consumo total. Los volúmenes de gasolina especial comercializados entre enero y marzo de 2013 superaron en 9,64% a los del primer trimestre de

26 - KEROSEN (Bbl/día) CUADRO N 24 DEPTO LA PAZ SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TARIJA ORURO POTOSI BENI PANDO TOTAL NACIONAL ENE FEB MAR PROM % 35% 37% 11% 14% 7% 9% 3% 6% 3% 8% 24% 17% 10% 3% 8% 6% 0% 0% 100% 100% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de Las ventas de kerosene durante el primer trimestre de 2013 alcanzaron un promedio de 111 Bbl/día. Los departamentos de mayor consumo fueron La Paz, Oruro y Santa Cruz. - GASOLINA PREMIUM (Bbl/día) DEPTO CUADRO N 25 LA PAZ SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TARIJA TOTAL NACIONAL ENE FEB MAR PROM % 16% 16% 75% 73% 7% 10% 0% 0% 2% 2% 100% 100% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de Durante el primer trimestre de 2013 se comercializó un promedio de 66 Bbl/día de Gasolina Premium. Este combustible fue comercializado en un 73% por el departamento de Santa Cruz, 16% en La Paz, 10% en Cochabamba y 2% en Tarija, en los demás departamentos no se comercializa este producto. El volumen promedio comercializado de Gasolina Premium fue mayor en 11,1% en relación al primer trimestre

27 5.2 MERCADO EXTERNO EXPORTACIÓN DE CRUDO RECONSTITUIDO (Bbl) CUADRO N 26 PRODUCTO CRUDO RECONSTITUIDO (BBL) ENE - - FEB MAR TOTAL Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Al primer trimestre de 2013 se tiene un volumen total exportado de Crudo Reconstituido que alcanza Bbl, volumen menor en 1,91% al total exportado durante el primer trimestre El precio FOB en Arica del crudo reconstituido, para su venta al mercado externo, es determinado mediante una fórmula asociada al precio de petróleo WTI, que promedia los cinco días posteriores a la fecha de emisión del conocimiento de embarque menos un descuento que es definido y aprobado entre las partes. El tiempo entre un embarque y otro es variable de acuerdo al volumen almacenado. 27

28 6. GAS LICUADO DE PETRÓLEO 6.1 PRODUCCIÓN DE GLP EN PLANTAS (Tm/día) CUADRO N 27 VOLÚMENES DE GLP PRODUCIDOS EN PLANTA (Tm/día) ENERO MARZO 2013 PLANTA/ OPERADOR RÍO GRANDE/YPFB ANDINA CARRASCO/YPFB CHACO VUELTA GRANDE/YPFB CHACO COLPA/PESA PALOMA/REPSOL YPF TOTAL ENE 250,21 261,30 193,44 168,04 167,97 179,75 27,42 23,66 20,79 21,34 659,82 654,09 FEB 259,91 241,15 192,27 181,64 169,64 189,27 27,66 25,32 23,06 20,70 672,53 658,09 MAR 262,96 267,68 195,33 181,20 170,79 175,96 25,03 24,56 22,23 22,89 676,35 672,29 PROMEDIO 257,70 256,71 193,68 176,96 169,47 181,66 26,70 24,52 22,02 21,64 669,57 661,49 % 38,5% 38,8% 28,9% 26,8% 25,3% 27,5% 4,0% 3,7% 3,3% 3,3% 100,0% 100,00% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 La producción de GLP en Plantas durante el primer trimestre de 2013, tuvo un promedio 661,49 Tm/día, siendo el 54,2% de esta producción proveniente de los campos de YPFB Chaco, el 38,8% de los campos operados por YPFB Andina, el 3,3% de los campos operados por Repsol YPF y el 3,7% de los campos operados por Petrobras Argentina S.A PRODUCCIÓN DE GLP EN REFINERÍAS (Tm/día) CUADRO N 28 VOLÚMENES DE GLP PRODUCIDOS EN REFINERÍA (Tm/día) REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL GUILLERMO ELDER BELL ORO NEGRO TOTAL ENE 175,69 193,02 58,54 63,41 9,24 9,41 243,48 265,84 FEB 183,07 195,24 59,08 62,96 10,74 10,15 252,89 268,35 MAR 189,31 176,43 67,38 58,24 10,39 10,10 267,07 244,76 PROMEDIO 182,69 188,23 61,67 61,53 10,12 9,89 254,48 259,65 % 71,8% 72,5% 24,2% 23,7% 4,0% 3,8% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo 2013 La producción de GLP en refinerías es mucho menor a la producida en plantas. En relación al primer trimestre de la gestión 2012, la producción promedio de GLP en refinerías se incrementó en 2,03%. Durante el primer trimestre 2013, YPFB Refinación produjo el 96,2% de los volúmenes de GLP de refinerías, de los cuales, el 72,5% fue producido en Gualberto Villarroel y el 23,7% en Guillermo Elder Bell. 28

29 6.3. PRODUCCIÓN TOTAL DE GLP (Tm/día) CUADRO N 29 VOLÚMENES TOTALES DE GLP (Tm/día) PLANTAS REFINERÍAS TOTAL ENE 659,82 654,09 243,48 265,84 903,30 919,93 FEB 672,53 658,09 252,89 268,35 925,42 926,44 MAR 676,35 672,29 267,07 244,76 943,42 917,06 PROMEDIO 669,57 661,49 254,48 259,65 924,05 921,14 % 72,5% 71,8% 27,5% 28,2% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación. Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 Para el primer trimestre de 2013, la producción de GLP en Plantas representó el 71,8% de la producción total. La producción de GLP en refinerías representó el 28,2%, en relación al primer trimestre de la gestión 2012, la producción promedio total fue menor en 0,31%. 29

30 7. COMERCIALIZACIÓN DE GAS LICUADO DE PETRÓLEO 7.1 VENTAS DE GLP AL MERCADO INTERNO POR DEPARTAMENTO (Tm/día) (CONSIDERA SOLO VENTAS EFECTUADAS POR YPFB) CUADRO N 30 DEPTO LA PAZ SANTA CRUZ COCHABAMBA CHUQUISACA TARIJA ORURO POTOSI BENI PANDO TOTAL ENE 283,17 134,21 126,63 14,05 153,64 110,26 49,06 49,85 37,69 48,01 57,62 62,19 49,00 51,92 21,63 26,65 3,43 4,21 781,87 501,35 FEB 291,37 144,49 128,81 13,24 161,18 125,34 50,47 50,47 49,91 46,70 55,91 59,79 49,80 54,15 21,94 22,92 3,45 3,71 812,84 520,81 MAR 303,25 144,93 146,33 13,79 169,59 117,97 53,18 48,55 49,63 44,30 66,37 60,79 53,78 51,44 23,64 22,72 3,49 4,46 869,25 508,95 PROM 292,60 141,21 133,92 13,69 161,47 117,86 50,90 49,62 45,75 46,34 59,97 60,92 50,86 52,51 22,40 24,10 3,46 4,13 821,32 510,37 % 35,6% 27,7% 16,3% 2,7% 19,7% 23,1% 6,2% 9,7% 5,6% 9,1% 7,3% 11,9% 6,2% 10,3% 2,7% 4,7% 0,4% 0,8% 100,0% 100,0% Fuente: Gerencia Nacional de Comercialización Dirección Nacional de Abastecimiento y Exportación Nota: Valores actualizados en mayo de 2013 Los volúmenes de GLP comercializados en el primer trimestre de 2013, se centraron en los departamentos de La Paz (27,7%), Cochabamba (23,1%) y Oruro (11,9%). El promedio de ventas de GLP de enero a marzo de 2013 fue menor en 37,9% al promedio registrado durante el mismo periodo de

31 MM $us 8. IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIÓN 8.1 PAGOS DE YPFB POR CONCEPTO DE IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES GRÁFICO N 13 PAGOS DE LA EMPRESA POR IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES ENERO - MARZO ,00 281,24 283,84 281,84 250,00 200,00 150,00 100,00 50,00 0,00 ENE FEB MAR PARTICIPACIÓN 6% REGALÍA NACIONAL COMPENSATORIA DEL 1% REGALÍA DEPARTAMENTAL DEL 11% IDH 32% TOTAL CUADRO N 31 PAGOS DE LA EMPRESA POR IDH, REGALÍAS Y PARTICIPACIONES (MM$us) ENERO MARZO 2013 CONCEPTO ENE FEB MAR TOTAL IDH 32% 185,55 187,85 186,15 559,55 REGALÍA DEPARTAMENTAL DEL 11% 58,48 58,67 58,48 175,62 REGALÍA NACIONAL COMPENSATORIA DEL 1% 5,32 5,33 5,32 15,97 PARTICIPACIÓN 6% 31,90 32,00 31,90 95,79 TOTAL 281,24 283,84 281,84 846,93 Nota: Los pagos realizados de Regalías y Participaciones al TGN en enero, febrero y marzo 2013 corresponden a producción de octubre, noviembre y diciembre 2012 respectivamente. (*) De acuerdo a D.S de 15 de octubre de 2009 De acuerdo al D.S. Nº se establece el pago mensual de IDH, dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción, consolidando para el efecto el total de las operaciones realizadas durante el mes objeto de liquidación, pudiendo la Administración Tributaria prorrogar el plazo señalado, mediante Resolución Administrativa en casos excepcionales en el marco de la Ley Nº Asimismo, se establece el pago de Regalías y Participación al Tesoro General de la Nación dentro de los 90 días de finalizado el mes de producción sobre la base de los montos determinados en el último Informe de Liquidación de Regalías y Participación al Tesoro General de la Nación emitido de manera oficial por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. 31

32 MM$us 8.2 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO GRÁFICO N 14 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO ENERO - MARZO ,00 70,00 63,79 64,00 63,79 60,00 50,00 40,00 30,00 20,00 10,00 0,00 ENE (*) FEB (*) MAR (*) PANDO BENI TJA (**) STA. CRUZ CHUQ CBBA TOTAL CUADRO N 32 REGALÍAS POR DEPARTAMENTO (MM$us) ENERO MARZO 2013 MES CBBA Regalía Departamental del 11% CHUQ STA. CRUZ Total Regalía Dptal. del 11% Regalía Nacional Compensatoria del 1% TJA (**) BENI PANDO Total Regalía Compensatoria del 1% TOTAL ENE (*) 3,24 4,33 11,65 39,26 58,48 3,54 1,77 5,32 63,79 FEB (*) 3,28 4,34 11,46 39,59 58,67 3,56 1,78 5,33 64,00 MAR (*) 3,24 4,33 11,65 39,26 58,48 3,54 1,77 5,32 63,79 TOTAL 9,77 12,99 34,76 118,11 175,62 10,64 5,32 15,97 191,58 (*) Pagos efectuados en la gestión 2013, correspondiente a producción de la gestión 2012 (**) Incluye pagos efectuados a la Provincia Gran Chaco de acuerdo al D.S de fecha 15 de octubre de 2010 Fuente: Gerencia Nacional de Administración de Contratos El mayor monto por Regalía Departamental tuvo como destino al departamento de Tarija. Los pagos efectuados a la Provincia Gran Chaco de este departamento se efectuaron de acuerdo al D.S en el que se establece el mecanismo de asignación directa del cuarenta y cinco por ciento (45%) del total de las Regalías Departamentales por Hidrocarburos. 32