INFORMES DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS

Transcripción

1 ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA INFORMES DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS PARCIAL 2017 Bolivia Corazón Energético de Sudamérica

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4 INFORME DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS Ministerio de Hidrocarburos (MH) Coordinación: Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH) Viceministerio de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos (VMICTAH) Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburifero (VMPDH) Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) Entidad Ejecutora de Conversión a GNV (EEC-GNV) Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS) Ministerio de Hidrocarburos (MH) Dirección: Avenida Mariscal Santa Cruz, esquina Calle Oruro, Edif. Centro de Comunicaciones La Paz, Piso 12. Teléfonos: (591) (591) (591) (591) Fax: (591) Correo electrónico: info@hidrocarburos.gob.bo La Paz - Bolivia 2

5 PRESENTACIÓN En una coyuntura internacional de precios bajos del petróleo que atraviesa el sector de hidrocarburos a nivel internacional, el Ministerio de Hidrocarburos como entidad cabeza de sector, ha asumido importantes acciones para enfrentar esta situación, procurando la sostenibilidad de la principal empresa de los bolivianos a través de la formulación de políticas hidrocarburíferas de incentivo a la exploración y al incremento de reservas y producción de hidrocarburos. Esta situación no ha detenido a las entidades y empresas del sector en realizar todos los esfuerzos para dar cumplimiento a los mandatos constitucionales en materia de hidrocarburos. Siguiendo los postulados de la Constitución se ha consolidado la política de garantizar el suministro de gas natural con prioridad al mercado interno y a los mercados de exportación, continuando con la masificación del uso del gas natural domiciliario a través del sistema convencional y del sistema virtual, para llevar el gas natural a todos los bolivianos. La visualización de Bolivia como Corazón Energético de Sudamérica ha sido fortalecida por la integración energética bilateral y multilateral encarada en la presente gestión a través de la suscripción de acuerdos y memorandos de entendimiento con diversos países de la región, posicionando a nuestro país como el principal exportador de gas natural y productos derivados de Sudamérica, logrando la internacionalización de la empresa estatal más importante de los bolivianos con presencia en Argentina, Brasil, Perú y Paraguay. Siguiendo los lineamientos de la Constitución Política del Estado y de la planificación nacional contenida en el Plan de Desarrollo Económico y Social, se ha consolidado la Política de Industrialización de los Hidrocarburos con la conclusión y pronta entrada en operación de la Planta de Producción de Amoniaco Urea, que proveerá fertilizantes para aumentar la productividad del agro, incrementará la seguridad alimentaria y producirá urea para exportación. Bajo este escenario, el sector ha dado importantes señales para superar las adversidades del contexto internacional con una política clara de reingeniería en el sector que se halla en pleno proceso de implementación, cuyos resultados ya comienzan a vislumbrarse y que se consolidarán en los próximos meses y permiten visualizar con mayor optimismo el futuro del sector en Bolivia, manteniendo su condición de ser el principal actor en la economía del país. Es en este marco que el Ministerio de Hidrocarburos presenta ante la ciudadanía en general el Informe de Rendición Pública de Cuentas Parcial 2017 del Sector Hidrocarburos, como una muestra de gestión transparente y comprometida con el progreso de nuestro país. Luis Alberto Sánchez Fernández MINISTRO DE HIDROCARBUROS 3

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7 CONTENIDO 1. MINISTERIO DE HIDROCARBUROS 0 I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 1 a) Creación, misión, visión 1 b) Objetivos Estratégicos Institucionales 5 c) Estructura organizacional 6 II. EVALUACIÓN POA 2017 (AL 30 DE JUNIO DE 2017) 7 III. VICEMINISTERIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS (VMEEH) 10 a) Logros Institucionales 10 b) Programación Segundo Semestre 24 c) Conclusiones (VMEEH) 25 IV. VICEMINISTERIO DE INDUSTRIALIZACIÓN, COMERCIALIZACIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS (VMICTAH) 26 a) Logros Institucionales 26 b) Conclusiones (VMICTAH) 37 A) ENTIDAD EJECUTORA DE CONVERSIÓN A GNV (EEC-GNV) 38 I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 38 a) Creación, misión, visión 38 b) Objetivos 39 II. EVALUACIÓN POA III. LOGROS INSTITUCIONALES 40 IV. CONCLUSIONES (EEC-GNV) 41 B) EMPRESA BOLIVIANA DE INDUSTRIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS (EBIH) 42 I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 42 a) Creación, misión, visión 42 b) Objetivos 42 c) Estructura organizacional 43 II. EVALUACIÓN POA III. LOGROS INSTITUCIONALES 45 IV. CONCLUSIONES (EBIH) 47 C) EMPRESA TARIJEÑA DEL GAS (EMTAGAS) I I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 49 a) Creación, misión, visión 49 b) Objetivos 49 c) Estructura organizacional 50 II. EVALUACIÓN POA III. LOGROS INSTITUCIONALES 52 IV. CONCLUSIONES (EMTAGAS) 54 V. VICEMINISTERIO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO HIDROCARBURIFERO (VMPDH) 55 5

8 a) Logros Institucionales 55 a) Programación Segundo Semestre 74 b) Conclusiones (VMPDH) YACIMIENTOS PETROLÍFEROS FISCALES BOLIVIANOS (YPFB) 75 I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 75 a) Creación, misión, visión 75 b) Objetivos 76 c) Estructura organizacional 76 II. EVALUACIÓN POA III. LOGROS INSTITUCIONALES 115 a) Logros destacables en el departamento del Beni 118 IV. CONCLUSIONES (YPFB) AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) 127 I. ASPECTOS INSTITUCIONALES 127 a) Creación, misión, visión 127 b) Objetivos 127 c) Estructura organizacional 128 II. EVALUACIÓN POA III. LOGROS INSTITUCIONALES 131 IV. CONCLUSIONES (ANH) 147 6

9 MINISTERIO DE HIDROCARBUROS

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11 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión El Ministerio de Hidrocarburos hasta la gestión 2016 tenía establecidas sus competencias y atribuciones en el Decreto Supremo de Organización del Órgano Ejecutivo N de 7 de febrero de 2009; bajo esta normativa, se le atribuyó la responsabilidad 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. Mediante Decreto Supremo 3058 de fecha 22 de enero de 2017 y el Decreto Supremo N 3070 de 1 de febrero de 2017, que modifican el D.S. N (Organización del Órgano Ejecutivo) se crea el Ministerio de Energías llegándose a establecer la nueva estructura jerárquica del Ministerio de Hidrocarburos (MH); bajo esta normativa el MH es responsable de proponer y dirigir la Política Hidrocarburífera del País, promover su desarrollo integral, sustentable y equitativo, y garantizar el abastecimiento y suministro interno en el marco de la Constitución Política del Estado y la política de soberanía energética. Asimismo, tiene la facultad de reglamentar actividades de toda la cadena de hidrocarburos, orientando a que las mismas se enmarquen en normas técnicas de buena práctica que garanticen las operaciones, cumpliendo estándares internacionales de eficiencia, calidad y seguridad. En este marco, es el responsable de planificar el desarrollo integral del sector energético y desarrollar estrategias para el cumplimiento de la política Hidrocarburífera del país, en coordinación con las distintas entidades del sector y el Ministerio de Planificación del Desarrollo. Dentro de los alcances de la Política Hidrocarburífera del País, el MH debe establecer las políticas de precios para el mercado interno y la política de exportación de excedentes de hidrocarburos; supervisar, controlar y fiscalizar la exploración, producción, transporte, almacenaje, comercialización, refinación, industrialización, distribución de gas natural por redes; así como el uso y destino de los hidrocarburos y sus productos derivados. También debe supervisar, controlar y fiscalizar a las empresas e instituciones bajo su tuición y dependencia. El Ministerio de Hidrocarburos cuenta con facultades para aplicar las estrategias del desarrollo e integración energética regional y del país, negociar tratados internacionales para el sector energético en coordinación con el Ministerio de Relaciones Exteriores y suscribir convenios internacionales. Debe proponer proyectos de expansión del sector Hidrocarburífero, a través del aprovechamiento de los recursos; formular políticas, controlar y fiscalizar la política y normativa socio-ambiental del sector hidrocarburos, respetando el medio ambiente. MANDATO LEGAL DEL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS De acuerdo al Capítulo V del Decreto Supremo 3058 del 22 de enero de 2017 se modifica el Artículo 58 del Decreto Supremo N 29894, de 7 de febrero de 2009, Organización del Órgano Ejecutivo, con el siguiente texto: ARTÍCULO 58.- (ATRIBUCIONES DE LA MINISTRA(O) DE HIDROCARBUROS). Las atribuciones de la Ministra(o) de Hidrocarburos, en el marco de las competencias asignadas al nivel central por la Constitución Política del Estado, son las siguientes: a) Proponer y dirigir la Política Hidrocarburífera del País, promover su desarrollo integral, sustentable y equitativo y garantizar su soberanía. b) Evaluar y controlar el cumplimiento de la Política Hidrocarburífera del País. c) Normar en el marco de su competencia, la ejecución de la Política Hidrocarburífera del País. d) Planificar el desarrollo integral del sector Hidrocarburífero y desarrollar estrategias para el cumplimiento de la Política Hidrocarburífera del País, en coordinación con las distintas entidades del sector y el Ministerio de Planificación del Desarrollo. e) Establecer las políticas de precios para el mercado interno y la política de exportación de excedentes de hidrocarburos. 9

12 f) Supervisar, controlar y fiscalizar la exploración, producción, transporte, almacenaje, comercialización, refinación, industrialización, distribución de gas natural por redes, así como el uso y destino de los hidrocarburos y sus productos derivados. g) Definir y ejecutar políticas de promoción de áreas de exploración de hidrocarburos. h) Elaborar las políticas y estrategias para asegurar el acceso universal y equitativo a los servicios de gas domiciliario. i) Negociar tratados internacionales para el sector hidrocarburifero en coordinación con el Ministerio de Relaciones Exteriores. j) Proponer la creación de empresas o entidades, autárquicas, descentralizadas o desconcentradas, para el cumplimiento de la Política Hidrocarburífera del País, en el marco de la Constitución Política del Estado. k) Supervisar y controlar a las empresas e instituciones bajo su tuición y dependencia l) Establecer políticas y estrategias, que garanticen el abastecimiento de gas natural, combustibles líquidos para el consumo interno. m) Proponer proyectos de expansión del sector hidrocarburifero, a través del aprovechamiento de los recursos naturales renovables, y rio renovables, respetando el medio ambiente. n) Velar por la correcta aplicación del marco regulatorio vigente, en el sector de hidrocarburos en toda la cadena productiva. o) Coordinar con los gobiernos autonómicos departamentales, municipales, regionales y autonomías indígena originaria campesina, para la implementación y desarrollo de las políticas Hidrocarburíferas en el marco de las competencias concurrentes y compartidas. p) Formular políticas y normativas socio-ambientales del, sector de hidrocarburos. De acuerdo al Decreto Supremo N 29894, de 7 de febrero de 2009, Organización del Órgano Ejecutivo ARTÍCULO 59.- (ATRIBUCIONES DEL VICEMINISTERIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS). Las atribuciones del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, en el marco de las competencias asignadas al nivel central por la Constitución Política del Estado, son las siguientes: a) Formular, ejecutar y evaluar políticas de desarrollo en materia de exploración y explotación, velando por la soberanía nacional. b) Proponer políticas y programas de incentivo al desarrollo de las actividades de exploración y explotación. c) Proponer normas técnicas y legales, para el desarrollo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. d) Controlar y fiscalizar las instituciones y empresas en las actividades de exploración y explotación e) Establecer los criterios de quema de gas natural, gas combustible y de inyección de gas natural. f) Definir y administrar el mapa oficial de áreas de interés hidrocarburífero g) Proponer y coordinar con el Viceministerio de Desarrollo Energético y otras instancias pertinentes, las políticas de exportación de gas precautelando los intereses del país. h) Supervisar y efectuar el seguimiento a la liquidación y cobro de regalías elaborada por YPFB, así como la participación en el sector hidrocarburos. i) Efectuar y hacer seguimiento a la cuantificación de reservas probadas, probables y posibles de los hidrocarburos. j) Establecer los mecanismos y procedimientos para la determinación de costos reales y de oportunidad de las actividades de exploración y explotación 10

13 ARTÍCULO 60.- (ATRIBUCIONES DEL VICEMINISTERIO DE INDUSTRIALIZACIÓN, COMERCIALIZACIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS). Las atribuciones del Viceministerio de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, en el marco de las competencias asignadas al nivel central por la Constitución Política del Estado, son las siguientes: a) Planificar, formular, proponer y evaluar políticas de desarrollo en materia de industrialización, refinación, comercialización, logística de transporte, almacenaje y distribución de los hidrocarburos y sus derivados, respetando la soberanía del país. b) Proponer reglamentos e instructivos técnicos para el desarrollo de las actividades productivas y de servicios en el sector, con énfasis en aquellos que generen mayor valor agregado. c) Diseñar programas de incentivo para el uso y comercialización de gas natural en el mercado interno, dentro del marco de la Política Energética del País, para masificar el uso del gas natural. d) Elaborar estrategias para la conversión de vehículos a gas natural GNV. e) Elaborar estrategias y mecanismos para la expansión de redes de distribución de gas natural, orientadas a lograr el acceso universal y equitativo del servicio de gas domiciliario, así como al comercio y la industria del país. f) Proponer políticas de provisión del servicio básico de gas domiciliario que respondan a los criterios de universalidad, responsabilidad, accesibilidad, continuidad, calidad, eficiencia, eficacia, tarifas equitativas y cobertura necesaria; con participación y control social, para la transformación gradual de la matriz energética del país. g) Proponer políticas en el área de industrialización de gas natural, a través de Plantas de Extracción de Licuables, Plantas Petroquímicas y otras para la generación de valor agregado. h) Proponer políticas en el área de industrialización de gas natural, para crear las condiciones que favorezcan la competitividad en el mercado interno e internacional. i) Proponer políticas de precios para el gas natural y combustibles líquidos en el mercado interno en coordinación con el Viceministerio de Desarrollo Energético y otras instancias pertinentes. j) Formular y establecer reglamentos y especificaciones de calidad para los combustibles líquidos y gas natural. k) Coadyuvar en las investigaciones, análisis y estudios relacionados con el sector, que aporten al mejoramiento de los procesos de la planificación sectorial y gestión de la política hidrocarburífera. l) Establecer los mecanismos y procedimientos para la determinación de costos reales y de oportunidad en las actividades de industrialización, comercialización, transporte y almacenaje. En fecha 01 de febrero de 2017 se emite el Decreto Supremo N 3070 que modifica el D.S. N de 7 de febrero de 2009 Organización del Órgano Ejecutivo y complementa el Decreto Supremo Nª 3058 de 22 de enero de 2017, estableciendo la estructura jerárquica del Ministerio de Hidrocarburos; por lo tanto se incorpora el Artículo 61 en el Decreto Supremo N modificado por el Decreto Supremo N 3058, con el siguiente texto, con el siguiente texto: ARTICULO 61.- (ATRIBUCIONES DEL VICEMINISTERIO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO HIDRO- CARBURÍFERO). Las atribuciones del Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero, en el marco de las competencias asignadas al nivel central por la Constitución Política del Estado, son las siguientes: a) Proponer la planificación integral del sector de hidrocarburos a mediano y largo plazo; b) Coordinar con los viceministerios e instituciones del sector las actividades relacionadas a la política hidrocarburífera y de medio ambiente; c) Proponer las bases y metodología para la planificación hidrocarburífera del país, en coordinación con los viceministerios y entidades dependientes y bajo tuición del ministerio; d) Formular y evaluar la política hidrocarburífera del país, velando por el uso eficiente de nuestros 11

14 recursos; e) Proponer, formular y aplicar las estrategias para la integración hidrocarburífera regional; f) Implementar, desarrollar y administrar el sistema de información del sector de hidrocarburos y mantener actualizada la información estadística en el sector; g) Formular y velar por el cumplimiento de la política y normativa ambiental del sector de hidrocarburos; h) Administrar y gestionar el desarrollo del balance energético; i) Coordinar las relaciones comerciales y de mercados internacionales con las entidades del sector y sus homólogos en terceros países; j) Velar y fiscalizar la correcta aplicación del marco regulatorio vigente en el sector hidrocaburífero. DISPOSICIÓN FINAL SEGUNDA. - Se exceptúa al Ministerio de Hidrocarburos de la aplicación del Artículo 121 del Decreto Supremo N 29894, debiendo asumir la Dirección General de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero, las funciones de la Dirección General de Planificación. MISIÓN: Somos una Entidad Pública Estratégica para el desarrollo del Estado Plurinacional de Bolivia; que formula, gestiona y evalúa las políticas, normas y planes de desarrollo hidrocarburífero, contribuyendo al Vivir Bien de los bolivianos y bolivianas en el marco de un crecimiento equitativo y sustentable, en armonía con la madre tierra. VISIÓN: Somos la institución más importante del país, que consolida al sector hidrocarburífero como el pilar fundamental del desarrollo económico y social; a través del establecimiento e implementación de políticas del sector, proyectando al país como el Centro Energético de la Región, en el marco del desarrollo sostenible, en armonía con la madre tierra y el Vivir Bien. b) Objetivos Estratégicos Institucionales De acuerdo a lo establecido en los mandatos institucionales, sectoriales y declaraciones estratégicas del Plan Estratégico Institucional (PEI) del MH, los objetivos estratégicos institucionales (OEI), son los siguientes: OEI 1 Garantizar Garantizar el suministro de energía de servicios básicos y derivados de hidrocarburos con regulación de precios y tarifas. OEI 2 Ejercer los procesos de formulación seguimiento y evaluación de planes y/o políticas hidrocarburíferas identificando las prioridades de acuerdo al sector. OEI 3 Formular, implementar y promover planes y/o políticas de eficiencia energética en el sector hidrocarburífero, que garanticen una producción y consumo racional, sostenible en armonía con el medio ambiente. OEI 4 Implementar y promover la gestión socio ambiental que garantice la sostenibilidad ambiental y social del uso de recursos hidrocarburíferos. OEI 5 Promover el cambio de la matriz energética, la investigación aplicada y desarrollo de nuevas tecnologías. 12

15 OEI 6 Promover la generación de otras fuentes de ingresos a través del incremento del valor agregado, garantizando su sostenibilidad en el corto, mediano y largo plazo. OEI 7 Promover y desarrollar mecanismos para la generación de excedentes destinados a la exportación. OEI 8 Desarrollar y fortalecer la capacidad institucional, implementándola de manera transparente, oportuna, eficaz y eficiente. OEI 9 Gestionar los recursos y viabilizar las acciones necesarias para la efectiva ejecución del PEI del MH. 13

16 c) Estructura organizacional 14

17 ii. Evaluación POA 2017 (Al 30 de junio de 2017) Durante las gestiones el Ex Ministerio de Hidrocarburos y Energía ha alcanzado importantes logros en beneficio de toda la población boliviana, logrando una nueva calidad estatal que hace a la capacidad técnica y profesional; así como al compromiso social de los servidores públicos, ahora como Ministerio de Hidrocarburos continua con el mismo compromiso y mayores retos. En la gestión 2017 se realizó la Primera Reformulación del Programa de Operaciones Anual mediante Instructivo MH-DESP-INS-003/2017 para el establecimiento de Objetivos de Gestión Específicos, Actividades y Requerimiento de Materiales, Bienes y Servicios, de acuerdo al análisis de situación realizado previamente por cada una de las áreas organizacionales dependientes del MH, que garanticen el correcto cumplimiento al Decreto Supremo 3058 de fecha 22 de enero de 2017 y el Decreto Supremo N 3070 de 01 de febrero de EJECUCIÓN FÍSICA A JUNIO 2017 ÁREAS TRANSVERSALES ÁREA ORGANIZACIONAL EJECUCIÓN FÍSICA (%) DESPACHO - MINISTRO 50,00% ÁREA ORGANIZACIONAL DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS ADMINISTRATIVOS 33,00% DIRECCIÓN GENERAL DE ASUNTOS JURÍDICOS 45,00% UNIDAD DE AUDITORÍA INTERNA 32,00% UNIDAD DE TRANSPARENCIA 21,00% UNIDAD DE COMUNICACIÓN SOCIAL 50,00% TOTAL ÁREAS TRANSVERSALES 38,50% TOTAL ÁREAS TRANSVERSALES 39% ÁREAS SUSTANTIVAS EJECUCIÓN FÍSICA (%) VICEMINISTERIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS DESPACHO VICEMINISTRO 28% DIRECCIÓN GENERAL DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDRO CARBUROS 38% DIRECCIÓN GENERAL DE PRODUCCIÓN, RECAUDACIÓN E INCENTIVOS (*) 17% TOTAL VMEEH 28% ÁREA ORGANIZACIONAL EJECUCIÓN FÍSICA (%) VICEMINISTERIO DE INDUSTRIALIZACIÓN, COMERCIALIZACIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAJE DE HIDROCARBUROS DESPACHO VICEMINISTRO 38% DIRECCIÓN GENERAL DE INDUSTRIALIZACIÓN Y REFINACIÓN 35% DIRECCIÓN GENERAL DE COMERCIALIZACIÓN, TRANSPORTE Y ALMACENAJE 40% ENTIDAD EJECUTORA DE CONVERSIÓN A GAS NATURAL VEHICULAR (EEC GNV) 36% TOTAL VMICTAH 37% (*) Direccion de reciente creación mediante D.S. No

18 ÁREA ORGANIZACIONAL VICEMINISTERIO DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO HIDROCARBURIFERO DESPACHO VICEMINISTRO 39% DIRECCIÓN GENERAL DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO HIDROCARBURIFERO 33% DIRECCIÓN GENERAL DE CONTROL Y FISCALIZACIÓN 10% DIRECCIÓN GENERAL DE GESTIÓN SOCIO AMBIENTAL 36% TOTAL VMPDH 30% TOTAL ÁREAS SUSTANTIVAS 31% EJECUCIÓN FÍSICA (%) TOTAL MINISTERIO DE HIDROCARBUROS 35% Fuente: Informe de Seguimiento y Evaluacion POA Segundo Semestre 2017 (VMPDH-DGPDH) PRESUPUESTO GENERAL - EJECUCIÓN FINANCIERA A JULIO 2017 De acuerdo a información extractada del Sistema de Gestión Pública SIGEP, se elaboraron cuadros y gráficos que muestran el avance en la ejecución presupuestaria, respecto del presupuesto aprobado mediante Ley Nª 856 de 28 de diciembre de 2016 ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA Ministerio de Hidrocarburos EJECUCIÓN EJECUCION PRESUPUESTARIA Gasto Gasto Corriente Corriente al 31 de Julio de 2017 al 31 de Julio de 2017 (Expresado en Bolivianos) (Expresado en Bolivianos) DETALLE PPTO VIGENTE EJECUTADO SALDO % DE EJEC. Dirección General de Asuntos Administrativos y , , ,82 48,74% Áreas Transversales Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos , , ,51 57,11% Viceministerio de Industrialización, Comercio, , , ,24 32,26% Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos. Viceministerio de Planificación y Desarrollo , , ,56 11,88% Hidrocarburifero Viceministerio de Desarrollo Energético , ,00 0,00 100,00% Viceministerio de Electricidad y Energía y 9.771, ,00 0,00 100,00% Alternativas. Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural , , ,45 25,87% Vehicular TOTAL GASTO CORRIENTE , , ,58 35,54% Fuente: DGAA - SIGEP ESTADO PLURINACIONAL DE BOLIVIA Ministerio de Hidrocarburos EJECUCION PRESUPUESTARIA EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA Inversión Inversión Pública Publica al 31 de al Julio 31 de de Julio 2017 de 2017 (Expresado en Bolivianos) (Expresado en Bolivianos) DETALLE PPTO VIGENTE EJECUTADO SALDO % DE EJEC. Programa de Electricidad para Vivir con Dignidad (PEDÍ) , ,65 0,00 100,00% Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural (GNV) , , ,78 52,12% TOTAL , , ,78 52,19% Fuente: DGAA - SIGEP 16

19 Fuente: DGAA - SIGEP RESUMEN DE EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA AL 31 DE JULIO 2017 DETALLE PRESUPUESTO TOTAL EJECUTADO PORCENTAJE EJECUTADO % VIGENTE GASTO CORRIENTE- TGN , ,64 48% GASTO CORRIENTE - OTRAS FUENTES , ,78 8% INVERSIÓN PUBLICA , ,87 52% TOTAL GENERAL , ,29 47% Fuente: DGAA -SIGEP 17

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21 Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos (VMEEH) 19

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23 a) Logros Institucionales Los logros del Ministerio de Hidrocarburos (MH) en lo que a Exploración y Explotación de Hidrocarburos se refiere, han sido y son alcanzados mediante el desarrollo de procesos ejecutados al interior del Viceministerio de Exploración y Explotacion de Hidrocarburos (VMEEH). Los resultados pueden ser constatados a través de: a) la normativa emitida en el marco de sus atribuciones, orientada a establecer una Nueva Política en Exploración y Explotación de Hidrocarburos y b) control y seguimiento de aplicación de la normativa de Exploración y Explotación de Hidrocarburos vigente. Conforme a los objetivos planteados a nivel de institución, el Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos desarrolla sus atribuciones a través de la DGEEH y la DGPRI. En ese sentido, la DGEEH, en el marco de los objetivos específicos, planificó la entrega de distintos productos a través de la ejecución de varias actividades: Gestionar la generación, actualización y/o modificación de Normativa en el marco de la Constitución Política del Estado, Agenda Patriótica y Plan de Desarrollo Económico Social, para mejorar el desarrollo de las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos Controlar y fiscalizar las operaciones y actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, en cumplimiento de la normativa vigente. Dar cumplimiento del Artículo 4 del Decreto Supremo Nº Auditorias a campos faltantes La implementación de la DGPRI no ha sido acompañada de un presupuesto adicional, no se han tenido modificaciones presupuestarias hasta el 30 de junio de 2017, sin embargo, como resultado del cobro de multas se tiene un presupuesto con la fuente 11 (Otros Ingresos) que se espera destinar a la realización de Auditorías programadas para el segundo semestre de A pesar de la falta de presupuesto, la DGPRI realizó actividades con normalidad,bajo los siguientes objetivos para la presente gestión: Determinar, controlar y fiscalizar ingresos fiscales por actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, así como sugerir adecuación de la normativa según corresponda, con sustento técnico y económico para la valoración de los ingresos fiscales. Realizar seguimiento y control a la ejecución y aplicación de la norma para el pago de incentivos, asi como proponer adecuación de su normativa, según corresponda, con sustento técnico y económico para la determinación de incentivos. Auditoría para determinar los saldos para la devolución de créditos por pagos adelantados de Regalías y Participaciones. Con relación al segundo objetivo específico, es importante aclarar que durante el primer semestre de 2017, el VMEEH no emitió las Resoluciones Administrativas de autorización para la transferencia de recursos de incentivos a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), ya que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) no remitió al VMEEH las Resoluciones Administrativas que aprueban la certificación de los datos de producción sujeta a incentivo y sus correspondientes montos de acuerdo a lo establecido en la normativa. No obstante, se realizaron las gestiones correspondientes para la efectiva aplicación de lo establecido en la normativa. Asimismo, se elaboraron informes y reportes de la información disponible por parte de la DGPRI en lo que concierne al tema de incentivos. Debido a que no se cuentan con recursos propios para la ejecución de la Auditoría establecida, no se avanzó en el cumplimiento de este objetivo. Sin embargo, ante la generación de recursos provenientes de las multas pagadas por la empresa YPFB Andina S.A., se estima que se asigne a la DGPRI un monto total de Bs (Cuarenta mil 00/100 bolivianos) para la realización de dicha auditoría durante el segundo semestre del En este caso, es importante resaltar que el VMEEH remitió a la Dirección General de Asuntos Administrativos del MH la propuesta de inscripción de recursos adicionales para la gestión 21

24 2017, la cual incluye el requerimiento de la DGPRI mencionado precedentemente. Presupuesto Programado vs Ejecutado VMEEH Enero a junio 2017 (En bolivianos) Del presupuesto proporcionado de Bs , se ha ejecutado un monto de Bs que equivale al 47,98% de los recursos destinados para la gestión Cabe aclarar que del Presupuesto 2017, el 22% corresponde a productos a ser obtenidos mediante consultorías por producto y cursos de capacitación, que de acuerdo a programación se ejecutaran en el segundo semestre de la presente gestión. 1. NORMATIVA Durante el primer semestre de la gestión 2017, el VMEEH elaboró y presentó los siguientes proyectos normativos: a) Decreto Supremo N 3107 de 08 de marzo de 2017 Una vez realizada la revisión de la normativa existente en lo relacionado a Áreas de Exploración, con el fin de reglamentar la Ley N 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación de Hidrocarburos y DS N 2830, se propuso la modificación del parágrafo I del Artículo 2 del Decreto Supremo N de 13 de mayo de 2007 Reglamento de Áreas Reservadas a favor de YPFB, modificado por los Decretos Supremos N 29226, de 9 de agosto de 2007, N 0676, de 20 de octubre de 2010, N 1203, de 18 de abril de 2012 y Nº 2549, de 14 de octubre de 2015, donde se establece que se reservan cien (100) áreas de interés hidrocarburífero a favor de YPFB, en calidad de Áreas Reservadas, que se encuentran en Zonas Tradicionales y Zonas No Tradicionales. En ese sentido, el proyecto de norma elaborado por el VMEEH y remitido por el MH, fue aprobado por Gabinete de Ministros de acuerdo al procedimiento establecido. b) Reglamento de Costos Recuperables y Costos Reportados Aprobados Se elaboró la propuesta de normativa respecto al reconocimiento de Costos Recuperables y Costos Reportados Aprobados, con el fin de generar el marco normativo que se enmarque en lo establecido en la Constitución Política del Estado (CPE) y marco contractual vigente, de modo que se puedan establecer principios, definiciones y procedimientos para la Optimización de Costos incurridos en los periodos de Exploración y Explotación. En dicho reglamento se establece la aplicación de una Banda de Precios, para evitar la discrecionalidad en los precios adjudicados y que serán sujeto de revisión, reconocimiento y aprobación por parte de YPFB, así como, el informe del fiscal de campo de YPFB, que se constituyen en requisitos para el reconocimiento y aprobación de Costos Recuperables y/o Costos Reportados Aprobados. Asimismo, se limita el objeto y adendas a los contratos de prestación de servicios y obras suscritos, de modo que en ningún caso puedan representar un cambio de procedimiento bajo el cual fue suscrito ni exceder el 10% respecto al monto adjudicado en el contrato principal. Por otro lado, en el marco del principio de Oportunidad se establece que las operaciones programadas 22

25 y no ejecutadas durante la gestión en la cual fue aprobada, no serán sujeto a revisión como Costo Recuperable. Dicho proyecto de norma fue remitido a UDAPE y se estima que sea aprobado por el Gabinete hasta la primera quincena de agosto. c) Reglamento de Contrataciones para Operaciones Petroleras en el Marco de los Contratos de Servicios Petroleros Se elaboró la propuesta de normativa referida a los Procesos de Licitación y Adquisición de Bienes, Obras y Servicios, a ser realizados en el marco de los Contratos de Servicios Petroleros, de modo que se puedan establecer principios, definiciones y procedimientos para la Optimización de precios referenciales y adjudicados, adecuados a la coyuntura actual del sector a nivel internacional. En ese sentido, se contempla la misma Banda de Precios definida en la normativa de Costos Recuperables y Costos Reportados Aprobados, como el parámetro para el cálculo de precios referenciales en cualquier Proceso de Contratación. Se crea el Sistema Nacional de Contrataciones de Operaciones Petroleras, misma que representa el único Registro de Proveedores válido en cualquier Proceso de Contratación, y cuyo fin, es disminuir los Costos asociados a la provisión de un bien, obra o servicio, generando mercados competitivos en el sector de servicios especializados. Se establece que el Precio Referencial deberá ser público y cualquier oferta por encima de este será automáticamente descalificada. Asimismo, con el fin de asegurar procesos transparentes, se incorpora un nuevo representante para que presida el Comité de Evaluación de Licitaciones, Contrataciones y Adquisiciones (CEALCA). Este proyecto actualmente se encuentra en etapa de revisión y socialización con las entidades del sector, para posteriormente ser puesto a consideración para su aprobación y continuación del trámite correspondiente. d) Propuesta Nueva Ley de Hidrocarburos Se viene realizando la revisión de la propuesta de la Nueva Ley de Hidrocarburos, para su posterior socialización y remisión a las instancias correspondientes. Dicha propuesta actualiza y adecua lo establecido en la Ley N 3058 de Hidrocarburos acorde a lo estipulado en la Constitución Política del Estado, incluyendo nuevos lineamientos para la realización de actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, suscripción de Contratos de Servicios Petroleros, los lineamientos establecidos en la R.M. 128/16 que establece los lineamientos para la suscripción de Contratos de Servicios Petroleros y otros aspectos establecidos en normativa generada en los últimos años, como ser: i. Exploración integral de las Áreas de Contrato con el fin de estimar el potencial hidrocarburífero de dicha Área, ii. iii. iv. Perforación de un pozo exploratorio por cada prospecto que se encuentre ubicado dentro del Área Remanente de Exploración, durante los periodos inicial y adicional de exploración, Las actividades e inversiones ejecutadas durante el Periodo de Exploración deberán realizarse según lo establecido en el Plan de Exploración, YPFB deberá realizar estudios de Exploración estratégica en las fronteras consideradas áreas de interés hidrocarburífero a efecto de ejercer la soberanía nacional, v. YPFB deberá garantizar el Desarrollo Integral del o los Campos descubiertos en el Área de Contrato, vi. vii. viii. Asegurar el mayor factor de recuperación final de reservas en los campos descubiertos, Ejecución de inversiones y costos de producción adecuados a los niveles de reservas y producción del o los campos declarados comerciales dentro del Área de Contrato, Determinación del plazo del Contrato de acuerdo a las características del Área, entre otros. 23

26 e) Reglamento de las Unidades de Seguimiento y Control (USC) para las operaciones petroleras Se elaboró una propuesta de modificación de la RM 130/2009 Reglamento de las Unidades de Seguimiento y Control (USC) para las operaciones petroleras, de modo que este reglamento se adecúe a la coyuntura actual y coadyuve a la fiscalización y control de las actividades ejecutadas durante la E&E de un área. Dentro de sus funciones principales se encuentra realizar el seguimiento y supervisión de los avances de la ejecución técnica y financiera de los Planes de Desarrollo (PDD) y sus correspondientes Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB, además de la verificación del cumplimiento de obligaciones contractuales por parte del Titular. La propuesta de borrador de este proyecto ya fue consensuada, y en la actualidad se realiza la elaboración del Informe Técnico de sustento. f) Reglamento de Disposición y Enajenación de Bienes parcialmente amortizados Hasta junio de 2017 se elaboró el Reglamento de Disposición y Enajenación de Bienes parcialmente amortizados, en el marco de los Contratos de Servicios Petroleros, que debe ser socializado con YPFB como administrador de CSP. g) Otros proyectos de normativa Asimismo, se vienen elaborando otros proyectos normativos referidos a las actividades de Exploración y Explotación, que deben ser remitidas para revisión final y consenso con las entidades del Sector aprobación, los cuales se detallan a continuación: Normativa Descripción Estado Proyecto de Decreto Proyecto de Decreto Proyecto de Decreto Modificación del Reglamento de Devolución, Selección y Retención de Áreas, aprobado mediante DS Nº Modificación del Decreto Supremo de Unidades de Trabajo para Exploración. (DS Nº 28393) Modificación del Decreto Supremo de Quema de Gas Natural (DS Nº 28132) En elaboración En elaboración En elaboración 2. RESOLUCIONES MINISTERIALES DE AUTORIZACIÓN PARA RECONOCIMIENTO SUPER- FICIAL En el marco del Artículo 33 de la Ley N 3058, se autorizó mediante la RM , la ejecución de trabajos de Reconocimiento Superficial para la empresa GTLI, que permitirá optimizar los resultados de las actividades de exploración en el campo Palmar, con la adquisición sísmica 3D en el Área Almendro. Asimismo, se remitieron Informes Técnicos para la emisión de las autorizaciones respectivas, si corresponde, para las siguientes actividades de reconocimiento superficial: ÁREA DETALLE EMPRESA RM La Guardia Adquisición Sísmica 2D YPFB En Proceso San Telmo Adquisición Sísmica 2D YPFB En Proceso Altiplano Norte Adquisición Geoquímica de Superficie YPFB En Proceso Subcuenca Robore Aero gravimétrica Aeromagnetométrica Subcuenca Roboré YPFB En Proceso Subandino Norte Adquisición Magnetotelúrica YPFB En Proceso Aguarague Norte Adquisición Sísmica 2D YPFB En Proceso 24

27 3. CONTRATOS, ADENDAS Y CESIONES a) Contratos En el marco del Artículo 68 de la Ley N 3058, se realizó el análisis y evaluación de 5 proyectos de CSP a ser suscritos entre YPFB y Empresas Petroleras. Como resultado de dicha evaluación, se dio viabilidad técnica a los CSP para las Áreas Charagua, Itacaray y Aguarague Centro, que fueron aprobados por la ALP, de acuerdo al siguiente detalle: Área de Contrato Titular Informe Técnico Estado Charagua YPF E&P MH-VMEEH-DGEEH- INF-0005/2017 Aprobado mediante Ley Nº 955 Itacaray YPFB Chaco S.A. MH-VMEEH-DGEEH- INF-0006/2017 Aprobado mediante Ley Nº 958 Aguaragüe Centro YPFB Chaco S.A. MH-VMEEH-DGEEH- INF-0007/2017 Aprobado mediante Ley Nº 957 Los CSP para las Áreas Abapó y Yuchán fueron devueltos a YPFB para revisión. Área de Contrato Empresa Estado Abapó YPF E&P Devuelto a YPFB para su revisión mediante nota MH DESP-0629, en base a Informe MH-VMEEH-DGEEH-INF-0017/2017. Yuchán YPF E&P Devuelto a YPFB para su revisión mediante nota MH DESP-0630 en base a Informe MH-VMEEH-DGEEH-INF-0018/2017. b) Adendas y Cesiones Se realizó la revisión de solicitudes de aprobación de adendas y cesiones de CSP, cuyo estado se detalla a continuación: Área de Contrato Amboró Espejos Ipati Aquio Caipipendi Colpa Caranda Huacareta Titular Descripción Estado YPFB Andina S.A. Total E&P Bolivie Repsol E&P PESA SHELL Bolivia Corporación, Sucursal Bolivia (BG BOLIVIA CORPORACIÓN) Modificación del Anexo F Modificación de Tablas de distribución de utilidades Adenda en el marco de la Ley N 817 Cesión del 100% de participación, derechos y obligaciones a favor de Petrobras Bolivia. Adenda por la cual se modifica la Subcláusula 4.4. (Obligación de Conformación de la SAM y Cesión) y el Anexo F (Participación Directa de YPFB y Retribución al Titular). Devuelto a YPFB para su revisión mediante nota MH DESP-0140 en base a Informe MH- VMEEH-DGEEH-INF-0018/2017. Devuelto mediante nota MH DESP-0255, por no tener viabilidad técnica Devuelto a YPFB mediante nota MH DESP para su revisión. Autorizado mediante RM Nº Aprobado mediante Ley Nº 918 de 27/05/ SEGUIMIENTO Y CONTROL DE QUEMA Y USO DE GAS NATURAL COMO COMBUSTIBLE El Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, en el marco del Decreto Supremo 28312, realizó el análisis de las solicitudes de autorización de quema de gas natural recibidas para el segundo semestre de 2017, considerando que la autorización se realiza de forma semestral y previa al periodo de ejecución. 25

28 Por otra parte, se realizó la evaluación de las solicitudes de quema por imprevistos y mantenimientos en plantas de procesamiento de gas natural y pruebas de producción en planchada de pozo. En el siguiente gráfico se muestra en promedio día, el porcentaje de quema de gas natural y uso de gas natural como combustible con relación a la producción total de hidrocarburos, los cuales son mínimos dado el control y seguimiento realizados. Por otra parte, se emitieron las autorizaciones correspondientes al uso de gas natural como combustible para el segundo semestre 2017 conforme al Decreto Supremo 28311, autorización que se realiza de forma semestral y previa a la ejecución, en los siguientes volúmenes: a. Producción fiscalizada de hidrocarburos De acuerdo al régimen fiscal establecido en la Ley de Hidrocarburos N 3058 de 17 de mayo de 2005, las Regalías y la Participación al Tesoro General de la Nación (TGN) deben calcularse y pagarse por la producción mensual de Hidrocarburos certificados en Punto de Fiscalización. En consecuencia, para fines de Liquidación de estos conceptos, esta Cartera de Estado hace una revisión y validación de la certificación mensual de producción fiscalizada de Hidrocarburos. A continuación, se presentan gráficos que muestran los niveles de producción fiscalizada de Gas Natural y Petróleo alcanzados durante el periodo : Fuente: VMEEH-MH, en base a información de YPFB (*) Información a mayo de 2017 De acuerdo al gráfico precedente, durante el periodo 2006 a 2017, se destaca la tendencia de incremento en la producción fiscalizada anual de Gas Natural, alcanzando un promedio máximo de 59,63 MMmcd en la gestión Sin embargo, a partir de la gestión 2015, se puede advertir una disminución de los volúmenes fiscalizados de este hidrocarburo. Asimismo, respecto al promedio diario de producción alcanzado durante los primeros cinco meses de la presente gestión, se continúa con este decremento, alcanzando un volumen promedio de 53,71 MMmcd, generado por los bajos niveles de nominación de Gas Natural de los mercados de exportación. Cabe señalar que, de acuerdo a los plazos establecidos en norma, YPFB debe remitir al MH las certifica- 26

29 ciones de producción mensuales hasta el día 20 de finalizado el mes de producción; por tanto, al primer semestre de 2017 se cuenta con la información evaluada y revisada a mayo de Fuente: VMEEH-MH, en base a información de YPFB (*) Información a mayo de 2017 De acuerdo al gráfico precedente, se evidencia una tendencia decreciente de 2007 a 2009, mientras que entre los periodos 2010 a 2014, se destaca la tendencia de incremento en la producción fiscalizada anual de Petróleo, alcanzando un promedio máximo de 62,89 MBpd en la gestión Sin embargo, a partir de la gestión 2015, se puede advertir una disminución de los volúmenes fiscalizados de este hidrocarburo. Asimismo, respecto al promedio diario de producción alcanzado durante los primeros cinco meses de la presente gestión, se continúa con este decremento, alcanzando un volumen promedio de 53,22 MBpd. Cabe señalar que, de acuerdo a los plazos establecidos en norma, YPFB debe remitir al MH las certificaciones de producción mensuales hasta el día 20 de finalizado el mes de producción; por tanto, al primer semestre de 2017 se cuenta con la información evaluada y revisada a mayo de b. Recaudaciones Hidrocarburíferas i. Precios de hidrocarburos Considerando los precios de comercialización de Hidrocarburos en los mercados interno y externo, como variables incidentes en las recaudaciones por la producción de Hidrocarburos; a continuación, se presentan los siguientes gráficos que muestran el comportamiento de los precios de Gas Natural y Petróleo, mismos que son verificados por esta Cartera de Estado para fines de la Liquidación de Regalías y la Participación al TGN, en el marco de lo establecido en normativa vigente. Fuente: VMEEH-MH (*) El dato corresponde al promedio de los meses de enero y junio, siendo preliminares los datos de los últimos dos meses de ese periodo. Se destaca que el precio anual de Gas Natural en el mercado interno, en promedio, muestra un comportamiento parcialmente estacionario a partir de la gestión 2010, considerando que los precios de los volúmenes destinados a casi todos los sectores, a excepción de aquellos que son enviados a las Plantas de Separación de Líquidos; se encuentran fijos conforme a normativa. Con relación a los precios de exportación de Gas Natural a los mercados de Argentina y Brasil, se presenta 27

30 el siguiente gráfico, mismo que muestra el comportamiento histórico de ambas variables con relación al precio internacional del Petróleo Western Texas Intermediate (WTI). Fuente: VMEEH-MH. (*) Para Brasil y Argentina, el dato corresponde al promedio de los meses de enero y junio, siendo preliminares los datos de los dos últimos meses de ese periodo. Nota: El precio WTI se obtiene a partir de información de Energy Bloomberg Como se puede apreciar, los promedios de precios de venta de Gas Natural a Argentina y Brasil se han incrementado en la presente gestión respecto a los registrados en la gestión 2016, considerando que los componentes para el cálculo de los precios de exportación tienen una fuerte correlación positiva en relación al WTI, cuya cotización ha recuperado respecto al año ii. Regalías Hidrocarburíferas En lo que concierne a las Regalías pagadas a los Departamentos productores de Santa Cruz, Tarija, Cochabamba y Chuquisaca; se presenta el siguiente gráfico de los datos históricos del periodo 2006 a junio de 2017: Fuente: VMEEH-MH a partir de información de YPFB (*) Información a junio de 2017 Nota: A partir de la promulgación del D.S. 331, de 15 de octubre de 2009, se transfiere 45% del total de las Regalías Departamentales correspondientes a Tarija a la Provincia Gran Chaco en asignación directa y el restante 55% de esas regalías es transferido al Gobierno Autónomo Departamental de Tarija. Cabe señalar que estos pagos los realiza YPFB, a partir del 2 de mayo de 2017, conforme a los montos determinados en los Informes de Liquidación de Regalías y la Participación al TGN, mismos que son emitidos por esta Cartera de Estado sobre la base de la información remitida por la empresa estatal, en el marco de lo dispuesto en normativa. Respecto al pago de la Regalía Nacional Compensatoria a los Departamentos de Beni y Pando, se presenta el siguiente gráfico: 28

31 Fuente: VMEEH-MH a partir de información de YPFB. (*) Información a junio de 2017 Tal como se puede ver en el gráfico precedente, el monto percibido por el Departamento de Beni por concepto de Regalía Nacional Compensatoria, es superior a los ingresos percibidos por el Departamento productor de Cochabamba. Fuente: VMEEH-MH a partir de información de YPFB iii. Participación al TGN Pagada En lo que respecta a los pagos realizados por concepto de Participación al TGN, el monto acumulado para el primer semestre de la gestión 2017 alcanza a MM $us. 74,93 (Setenta y cuatro millones 93/100 dólares americanos). Fuente: VMEEH-MHE a partir de información de YPFB (*) Información a Junio de

32 iv. Impuesto Directo a los Hidrocarburos Si bien YPFB es el responsable de realizar los pagos mensuales por este concepto y el MEFP tiene competencia sobre la distribución de estos recursos, para fines estadísticos, el MH realiza seguimiento a la distribución efectuada a los beneficiarios: Gobiernos Autónomos Departamentales, Gobiernos Autónomos Municipales y Universidades Públicas. DISTRIBUCIÓN DEL IDH ACUMULADO PERIODO (*) PANDO MM$US Total, Bolivia MM$US 9.714,82 LA PAZ MM$US 1.490,20 ORURO MM$US BENI MM$US COCHABAMBA MM$US 1.139,57 SANTA CRUZ MM$US POTOSÍ MM$US CHUQUISACA MM$US TARIJA MM$US Fuente: Elaboración propia en base a infomación del MEFP (*) Información a Junio de 2017 Nota: Para la conversión de bolivianos a dólares americanos, se utilizó el tipo de cambio de venta Tal como se evidencia en el gráfico precedente, el monto de IDH distribuido a los beneficiarios departamentales durante el periodo 2006 a junio de 2017, es de MM $us 9.714,82 (Nueve mil millones setecientos catorce 82/100 dólares americanos). 30

33 v. Patentes Petroleras Con relación a las recaudaciones por concepto de Patentes Petroleras, es importante señalar que éstas provienen de los reembolsos realizados por las empresas operadoras que hacen uso de un área para exploración y/o explotación. Estas Patentes se calculan en función al número de hectáreas, fase de operación y la ubicación (Zona Tradicional o No Tradicional). El MH realiza el seguimiento y control a los cálculos efectuados por YPFB, a los reembolsos realizados por las empresas operadoras y la distribución efectuada por el MEFP del 50% de estos recursos a los municipios beneficiarios. Fuente: MH en base a informacion de YPFB (*) Información a Junio de 2017 Nota: Según el Artículo 47 de la Ley N 3058, las Patentes se pagan por anualidades adelantadas e inicialmente a la suscripción de cada contrato. De esta manera, la evolución de las recaudaciones de Patentes Petroleras ha mostrado un incremento tendencial sostenido, con picos significativos en las gestiones 2014 y 2016, considerando que en dichas gestiones se presentaron pagos incrementales de Patentes por cambios de fase de las Áreas, Declaraciones de Comercialidad y actualización de valor de las Patentes por pago fuera de plazo, entre otros. De acuerdo a información actualizada a junio de 2017, se tiene que el monto total recaudado por Patentes Petroleras de la presente gestión es igual a 79 MM Bs. c. Incentivos a la producción de Hidrocarburíferos Con el objetivo de promocionar las inversiones que permitan incrementar las reservas y producción de Hidrocarburos en el país mediante incentivos económicos para garantizar la seguridad, sostenibilidad y soberanía energética en el país, se promulgaron: la Ley Nº 767 de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera, de 11 de diciembre de 2015; el D.S. Nº 2830, de 06 de julio de 2016; la Ley N 840, de 27 de septiembre de 2016, que modifica el Parágrafo I del Artículo 14 de la Ley N 767 y el Parágrafo III de la Disposición Transitoria Única de la Ley N 767; y la Resolución Ministerial N , de 16 de diciembre de En este marco, se establecen incentivos económicos para garantizar la seguridad, sostenibilidad y soberanía energética en el país, mismos que son aplicables a personas jurídicas nacionales o extranjeras, que realizan actividades de exploración y explotación de hidrocarburos en las formas establecidas en el ordenamiento jurídico vigente. Durante el primer semestre de la gestión 2017, se han realizado reuniones periódicas para dar seguimiento exhaustivo al cumplimiento de la normativa mencionada, en función a las atribuciones y competencias de las instancias involucradas. No obstante, a la fecha el MH no autorizó el pago de incentivos en el marco de lo establecido en la Ley Nº 767, considerando que la ANH no remitió a esta Cartera de Estado la certificación de los datos de producción sujeta a incentivo y sus correspondientes montos. Por otro lado, se hizo el seguimiento correspondiente a los recursos del Fondo de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera (FPIEEH), los cuales son administrados por el Banco Central de Bolivia (BCB) y que provienen del doce por ciento (12%) de los recursos del IDH antes 31

34 de la distribución a las Entidades Territoriales Autónomas, universidades públicas y todos los beneficiarios previstos en normativa vigente. Fuente: BCB De acuerdo al Artículo 13 de la Ley N 767, los recursos del FPIEEH serán abonados de forma automática en una cuenta habilitada en el BCB, que estará a cargo de su custodia y de garantizar su liquidez. Estos recursos podrán ser invertidos en instrumentos financieros siguiendo los lineamientos establecidos para la administración e inversión de las Reservas Internacionales, incorporándose los rendimientos de las inversiones al citado Fondo. A junio de 2017, el valor de mercado de este Fondo asciende a MM$us 157,03 (Ciento cincuenta y siete 03/100 millones de Dólares Americanos). b) Programación Segundo Semestre En el marco de las actividades que conforman el Plan Operativo Anual de la DGEEH para la presente gestión, se presentan a continuación los desafíos que se tienen para el segundo semestre: Concluir con la elaboración de la Ley de Hidrocarburos, coordinando con el Sector para la revisión y/o complementación del Anteproyecto. Revisión y actualización o modificación de los Decretos Reglamentarios para optimizar las actividades de Exploración y Explotación en un escenario de precios bajos y en el marco de la nueva política de Exploración. Evaluación de Contratos de Servicios Petroleros (CSP) para Exploración y Explotación de Hidrocarburos en Áreas Reservadas con el fin de realizar Exploración Integral. Analizar solicitudes de Autorizaciones de Reconocimiento Superficial, con la finalidad de que se continúen los estudios de Exploración y Explotación en Zonas Tradicionales y Zonas No Tradicionales. En el marco de las actividades que conforman el POA de la DGPRI para el segundo semestre de la presente gestión 2017, se presentan a continuación los desafíos que se tienen - Cumplir con los plazos y procedimientos establecidos en norma con relación a las actividades desarrolladas por la DGPRI en relación a la Producción, Recaudaciones e Incentivos. - Realización de la auditoría para la determinación de los créditos resultantes de los pagos realizados por concepto de Regalías y Participaciones hasta antes de la fecha efectiva de protocolización de los Contratos de Operación. - Emisión de las Resoluciones Administrativas que autoricen el pago de incentivos en el marco de la norma vigente. - Complementación y/o modificación a la normativa aplicable a Producción, Recaudación e Incentivos, conforme a evaluaciones en curso. 32

35 - Retomar las gestiones respectivas para la obtención de recursos económicos para la DGPRI, a fin de concretar el logro de los objetivos trazados por esta instancia. c) Conclusiones (VMEEH) Durante el primer semestre de la gestión 2017, la estructura del Viceministerio de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, es modificada con la creación de la Dirección General de Producción, Recaudación e Incentivos (DGPRI). La creación de la DGPRI no fue asistida con presupuesto, aspecto por el cual, requirió del presupuesto de la DGEEH, para el cumplimiento de las atribuciones conferidas en la normativa vigente. El VMEEH ha propuesto normas que benefician al Estado boliviano, debido a que tienen como objetivo la ejecución de actividades de exploración integral en las áreas con potencial Hidrocarburífero y se optimicen los costos en exploración y explotación de hidrocarburos en el país. La evaluación de Contratos de Servicios Petroleros (CSP) se realiza con el fin de que los mismos, reflejen de la mejor manera posible, las características del área de exploración, y el beneficio para el estado, sea el mayor para cada escenario evaluado. 33

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37 Viceministerio de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos (VMICTAH) 35

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39 a) Logros Institucionales NORMATIVA EMITIDA POR PARTE DEL VMICTAH Decretos Supremos Elaborados y aprobados El Gabinete Ministerial ha aprobado los siguientes Decretos Supremos: Decreto Supremo N 3080 de 08 de febrero de Suprime la compensación entre YPFB y las Refinerías Pequeñas por la comercialización de los productos de refinería. Decreto Supremo N 3269 de 02 de agosto de Actualiza el Reglamento de Diseño, Construcción, Operación, Mantenimiento y Abandono de Plantas de Almacenaje de Hidrocarburos Líquidos, a objeto de optimizar las operaciones y costos dentro de la cadena productiva de hidrocarburos. Decreto Supremo N 3277 de 09 de agosto de Establece los lineamientos para la determinación de los precios de Gas Natural suministrado a la Planta de Amoniaco y Urea. Resoluciones Ministeriales emitidas El MH ha emitido las siguientes Resoluciones Ministeriales en el área del Downstream: Resolución Ministerial N del 8 de marzo de Aprueba la Declaratoria de Interés Nacional para la operación de siete poliductos. Con esta Resolución se viabilizó la operación de los Poliductos respectivos a través de YPFB Transporte S.A., por la transferencia que hizo YPFB Logística S.A. Resolución Ministerial N de 8 de marzo de Aprueba la Declaratoria de Interés Nacional para la construcción del gasoducto Incahuasi Cochabamba. Con esta Resolución se da curso a la construcción del Gasoducto en ese tramo para lo cual, YPFB Transporte S.A. debe cumplir con los requisitos establecidos Resolución Ministerial N de 13 de abril de Aprueba la Modificación al Reglamento Específico de Contratación de Bienes y Servicios Especializados en el extranjero para la EEC-GNV. Con esta Resolución se mejoró el procedimiento de contrataciones específicas, a ser aplicado por la EEC-GNV en el extranjero. Resolución Ministerial N de 19 de abril de Actualiza el Reglamento que establece la estructura de costos resultantes de la importación de Insumos y Aditivos para la obtención de Gasolina Especial; el método de cálculo de la subvención, y los procedimientos correspondientes para solicitar la emisión de Notas de Crédito Fiscal (NOCRES). NORMATIVA EN PROCESO DE ELABORACIÓN POR PARTE DEL VMICTAH Proyectos de Decretos Supremos Actualización de la Normativa Técnica y de Seguridad para garantizar las Actividades del Downstream, de acuerdo a la nueva visión que establece la Constitución Política del Estado: Reglamento para Plantas y Complejos Petroquímicos. Reglamento para Refinerías. Reglamento para Plantas de Separación de Líquidos. Reglamento para Estaciones de Servicio de Combustibles Líquidos. Reglamento para Engarrafadoras de GLP. Reglamento para Distribuidoras de GLP. Proyecto de D.S. para establecer una nueva metodología del cálculo del IEHD del Jet Fuel. Proyecto de D.S. de intervenciones a empresas reguladas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos. 37

40 Proyecto de D.S para establecer los requisitos y condiciones para la obtención de los permisos de exportación de hidrocarburos. Proyecto de D.S. para establecer la metodología de cálculo de precios y tarifas para la distribución de Gas Natural por Redes. Proyectos de Resoluciones Ministeriales Proyecto de Resolución Bi Ministerial para establecer la estructura de costos resultantes de la importación de GLP Importado, el método de cálculo de la subvención y los procedimientos correspondientes para solicitar la emisión de Notas de Crédito Fiscal (NOCRES). Proyecto de Resolución Ministerial que modifica al Reglamento del Fondo de Conversión de Vehículos a Gas Natural Vehicular FCVGNV y del Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de Gas Natural Vehicular - FRCGNV. Proyecto de Resolución Ministerial que modifica el Artículo N 5 del Decreto Supremo N 675, que administrara Recursos para la contratación de Equipamiento y Recursos Humanos para ejecutar los Programas que la EEC-GNV lleva adelante. Evaluación y Seguimiento a proyectos con Financiamiento del BCB Autorización de Desembolsos y Avances del Proyecto Plantas de Amoniaco Urea: A la fecha, se han autorizado un total de sesenta y tres (63) desembolsos a favor de YPFB, por un monto total acumulado de MMBs. (860,71 MM$US). Avance físico del proyecto del 98,90% en la Construcción y Montaje de la Planta de Amoniaco y Urea. A la fecha, se han autorizado un total de tres (3) desembolsos a favor de la EBIH, por un monto total acumulado de 48,09 MMBs. (6,91MM$us). Avance físico del proyecto del 62,8 % en la Construcción y Montaje de la Planta de Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural. Contratos y Convenios Suscritos: Memorándum de entendimiento para la Cooperación en materia de hidrocarburos con la República del Paraguay para la venta de gas natural, construcción del gasoducto Bolivia Paraguay, y Sociedad entre YPFB y empresas del Paraguay. Memorándum de entendimiento con la República del Paraguay para la Cooperación entre YPFB y PETROPAR para ampliar la Comercialización de GLP, Construcción de una planta de engarrafado y Construcción de Redes de Gas. Memorándum de entendimiento con MTGAS para la comercialización de Gas Natural en el Estado de Matogrosso (Brasil). Memorándum de entendimiento con REFINOR para la comercialización de Gas Natural y GLP en la República de Argentina. Memorándum de entendimiento entre YPFB y ENDE para la venta de lubricantes industriales. Refinación: El siguiente cuadro muestra el desarrollo de las inversiones en Refinación para el periodo ; es importante resaltar, el significativo crecimiento de las inversiones a partir de la nacionalización de los hidrocarburos. El cuadro también incluye las inversiones programadas para la gestión

41 INVERSIÓN EN REFINACIÓN (En Millones de dólares) (p) Programado Gestión Con la implementación de los diversos proyectos en las Refinerías, se ha alcanzado una capacidad de Refinación de BPD. INCREMENTO CAPACIDAD DE REFINACIÓN (En barriles de petróleo día BPD) Fuente: YPFB Refinación S.A.; Oro Negro S.A.: Reficruz; Parapetí y Carlos Montenegro. (p) Programado gestión Estas inversiones también permiten el incremento en la producción de gasolina especial y diésel oil. 39

42 PRODUCCIÓN DE GASOLINA 2000 JUN 2017 (En barriles por día BPD) PRODUCCIÓN DE DIÉSEL OÍL 2000 JUN 2017 (En barriles de petróleo por día BPD) Fuente: YPFB Refinación S.A.; Oro Negro S.A.: Reficruz; Parapetí y Carlos Montenegro. (*) A junio de Industrialización: Las inversiones realizadas en los diferentes proyectos con miras a la Industrialización, se muestran a continuación: 40

43 INVERSIONES EN INDUSTRIALIZACIÓN (En millones de dólares) (p) Programado gestión Las inversiones totales por proyecto e hitos más importantes en la Industrialización, se muestran a continuación: Las inversiones plasmadas se traducen hoy en día en diversos resultados; entre los más importantes podemos señalar, el autoabastecimiento y la exportación de GLP, tal como muestran los siguientes cuadros: 41

44 PRODUCCIÓN DE GLP PLANTAS SEPARADORAS DE LÍQUIDOS (En toneladas métricas año) (*) A junio de INGRESOS POR LA EXPORTACIÓN DE GLP PLANTAS SEPARADORAS DE LÍQUIDOS (En millones de dólares) (*) A junio de El proceso de implementación de la Planta de Amoniaco Urea tiene un avance físico general de 99.9%. El inicio de operación de la Planta de Amoniaco y Urea, en septiembre del 2017, permitirá la exportación de aproximadamente toneladas durante la gestión 2017, generando un ingreso cercano a los 100 MM$us. Paralelamente, se está ejecutando la implementación del proyecto Planta de Tuberías y Accesorios, para el abastecimiento a la expansión de redes de gas domiciliario y a proyectos de riego. Gas domiciliario: Las inversiones realizadas en las instalaciones domiciliarias, van de la mano con la Política de Universalización del uso del Gas Natural en los hogares bolivianos. 42

45 INVERSIONES EN DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES (En millones de dólares) (p) Programado gestión INSTALACIONES INTERNAS DE GAS DOMICILIARIO (En número de instalaciones) (*) A junio de En lo que va de la gestión se han montado Instalaciones Domiciliarias de Gas Natural en el País; permitiendo que el acumulado, equivalga al 39% de los hogares bolivianos que hoy en día cuentan con gas en sus casas. El inicio de operación de la Planta de Licuefacción de Gas Natural, con una inversión total programada de 258,2 MM$us, misma que incluye la Planta, cisternas criogénicas y estaciones de regasificación; permite proveer Gas Natural a las ciudades intermedias alejadas de los gasoductos. A la fecha, 23 Estaciones Satelitales de Regasificación están operando, el detalle por departamento es el siguiente: La Paz: Achacachi, Copacabana, Desaguadero, Caranavi, Coroico y Guanay; Beni: Rurrenabaque, San Borja, Trinidad, Riberalta y Guayaramerin; Potosí: Llallagua, Uyuni, Villazón y Tupiza; 43

46 Santa Cruz: Cabezas, San José de Chiquitos, San Julián, Ascensión de Guarayos, San Ignacio de Velasco y Roboré; Oruro: Challapata y Huanuni Conversión de vehículos a GNV y Recalificación: La conversión de vehículos a GNV se realiza bajo la política de cambio de la matriz energética, impulsando la utilización de gas natural para el funcionamiento de los vehículos. En el siguiente cuadro se muestra la inversión realizada por el Estado: INVERSIÓN DE CONVERSIÓN VEHICULAR Y RECALIFICACIÓN DE CILINDROS A GNV (En millones de dólares) (p) Programado gestión A junio del 2017, se han efectuado recalificaciones de cilindros de GNV para garantizar la seguridad de la población boliviana que utiliza el GNV, y se han convertido gratuitamente vehículos. En el total general de la presente gestión, se espera alcanzar más de conversiones y más de recalificaciones; a continuación, se muestra la evolución de las conversiones vehiculares a junio de CONVERSIONES VEHICULARES A GNV 2000 JUN 2017 (En número de vehículos) 44

47 Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos: Con el mandato de garantizar el abastecimiento de hidrocarburos a la población boliviana, se han realizado diversos trabajos tanto de mantenimiento como de ampliación de los ductos. Entre los principales se pueden mencionar los siguientes: Proyecto de Ampliación del Gasoducto Sucre Potosí, la capacidad será ampliada de 6.8 MMpcd a MMpcd. Con esta nueva capacidad, se podrá desarrollar y cubrir la demanda de Potosí. Proyecto de sistema Contra Incendios en Terminal Arica. Se adecua el sistema para cumplir con las Normas de la Legislación Chilena de Seguridad Operativa y de prevención de riesgos. Proyecto de Ampliación del Gasoducto Rio Yacuiba Rio Grande GASYRG con la construcción de la nueva Estación de Compresión de Parapety, que incrementará la capacidad de transporte de gas natural 20 MMmcd a 26 MMmcd en su FASE I, y a 28 MMmcd en su FASE II. Con este incremento se tendrá suficiente capacidad de transporte hasta Rio Grande, Nodo principal de distribución de GN para el mercado Interno y de exportación. Los Poliductos están en proceso de Adecuación a la Normativa Técnica Operativa en base a un Plan, una vez transferidos estos ductos a YPFB Transporte. Comercialización: La evolución del abastecimiento de combustibles líquidos en el mercado interno se muestra en los siguientes gráficos: COMERCIALIZACIÓN DE GASOLINA 1985 JUN 2017 (En barriles de petróleo por día - BPD) (*) Estimado a junio de

48 COMERCIALIZACIÓN DE DIÉSEL OIL 1985 JUN 2017 (En barriles de petróleo por día BPD) COMERCIALIZACIÓN DE GLP MERCADO INTERNO 2000 JUN 2017 (En toneladas métricas día - TMD) (*) A junio de Respecto a la Exportación de Gas Natural, podemos señalar que a junio de 2017 se han exportado 39,22 MMmcd (millones de metros cúbicos por día): 46

49 COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL MERCADO EXTERNO (Expresado en Millones de metros cúbico día) (*) A junio de b) Conclusiones (VMICTAH) Durante la gestión 2017 se ha consolidado el lema de la nacionalización a la industrialización de los hidrocarburos, a través del inicio de operaciones de la Planta de Amoniaco Urea, misma que aportará a política de seguridad y soberanía alimentaria. Por otro lado, el funcionamiento de la Planta de Amoniaco Urea significa la generación de divisas por la exportación de excedentes. Durante la gestión 2017 se han consolidado los mercados existentes de exportación, y se ha dado inicio a la búsqueda de nuevos mercados, con el objeto de mejorar los ingresos para el país. Es importante resaltar los logros en la provisión de gas a los hogares bolivianos, mismos que nos encamina a alcanzar la meta propuesta por nuestro presidente en Plan Nacional de Desarrollo Económico y Social : alcanzar el 50% de cobertura de este servicio a nivel nacional. Durante la gestión 2017 se ha consolidado el objetivo de llevar los recursos provenientes de los hidrocarburos al pueblo, beneficiando de manera directa a los sectores más desprotegidos y vulnerables, como son los ancianos y niños; asimismo, los ingresos por la producción de hidrocarburos alcanzan también a Gobernaciones, Municipios, indígenas y al Sistema Universitario Público. 47

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51 YACIMIENTO PETROLIFEROS FISCALES BOLIVIANOS RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS GESTIÓN 2016 Entidad Ejecutora de Conversión a GNV (EEC-GNV) 49

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53 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión En la gestión del Presidente Evo Morales, mediante Decreto Supremo Nº 0675 del 20 de octubre de 2010, se crea la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular EEC-GNV, bajo dependencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, con la finalidad de ejecutar los programas de Conversión a GNV y mantenimiento de equipos para GNV y, de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV. La EEC-GNV tiene el mandato para administrar los recursos provenientes del Fondo de Conversión Vehicular a GNV FCVGNV y del Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV FRCGNV, creados mediante Decreto Supremo N de 02 de julio de 2008, utilizando los mismos en los programas mencionados. Los problemas que se quieren solucionar con la puesta en marcha del Programa de Conversión Vehicular tanto para vehículos públicos, estatales y privados son los siguientes: Reducir el consumo de combustibles líquidos como ser diésel oíl y gasolina especial, debido a que la oferta de producción nacional es menor a la demanda, lo que ocasiona la importación de estos carburantes, aumentando por ende el costo de la subvención otorgada por el Estado. Reducir el alto costo de operación del transporte público, por el uso y consumo de combustibles líquidos tales como el diésel oíl y la gasolina especial, que incide en las tarifas aplicadas a la ciudadanía y por ende en la economía del país. Disminuir la emisión de gases tóxicos, que contaminan el medio ambiente en las ciudades y afecta a la salud de la población en general. El programa de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV se desarrolló inicialmente en la ciudad de Cochabamba en virtud que era el único departamento que contaba con Talleres especializados para la recalificación y reposición de cilindros de GNV. Actualmente, se desarrolla también en el departamento de La Paz, Oruro, Santa Cruz, Tarija y Sucre. En función a la demanda de vehículos que se vayan convirtiendo y requieran de recalificación, el Programa está orientado a incentivar la apertura de nuevos Talleres de Recalificación en las distintas ciudades donde se requiera de los mismos. El Programa prevé la recalificación según los siguientes parámetros: La recalificación de los cilindros de los vehículos cuya fecha de conversión a GNV sea de mayor a 5 años previos a la puesta en funcionamiento del programa. Los vehículos convertidos a GNV no son recalificados en el mismo año de su conversión, por tanto, se prevé que posiblemente 1% tal vez requiera este servicio previo a cumplir 5 años de antigüedad de conversión. Del total de vehículos recalificados en un año, el 5% requiere reposición de cilindros, considerando que los cilindros tienen una vida útil de 20 años, y que cada 5 años se debe realizar una evaluación de dichos equipos Visión Cambiar la matriz energética del país, orientados hacia las necesidades del sector transportes, que permitan a través de recursos humanos potenciados y una eficiente atención al beneficiario, el mejoramiento continuo de la conversión a GNV, el mantenimiento de equipos para GNV, la recalificación y/o reposición de cilindros de GNV y la Transformación de Vehículos de Diésel a GNV. Misión Ejecutar los Programas de Conversión a GNV y Mantenimiento de Equipos para GNV, de Recalificación y/o Reposición de Cilindros de GNV y de Transformación de Vehículos de Diésel Oíl a GNV a Nivel Nacional, con eficiencia, cumpliendo plazos, personal altamente calificado y con compromiso social para lograr que los propietarios del parque automotor público, privado y estatal cuenten con un combustible eficiente, limpio y con un menor costo de operación. 51

54 b) Objetivos Los objetivos de gestión 2017 de la EEC - GNV son los siguientes: Ejecutar la Conversión de Vehículos de Gasolina a GNV del Parque Automotor Nacional. Ejecutar Recalificaciones de cilindros a GNV del Parque Automotor Nacional. ii. Evaluación POA 2017 La ejecución financiera del Programa de Conversión a GNV y Mantenimiento de Equipos para GNV es del 26,22%, tal como se lo puede apreciar en el siguiente cuadro: EJECUCIÓN FINANCIERA PROGRAMA DE CONVERSIÓN A GAS NATURAL VEHICULAR AL 30 DE JUNIO - GESTIÓN 2017 Objetivos de Gestión POA 2017 Meta 2017 Presupuesto 2017 (Bs.) Actual Descripción Presupuesto Bs. Ejecutado 1º Semestre en Bs. Saldo al Ppto Bs. % Ejec. Masificación del Uso del GNV Mediante la Conversión de Vehículos del Parque Automotor Nacional Pago Mano de Obra A Talleres de Conversión Compra De Kits Y Cilindros Para Conversión a GNV Otros Gastos Relacionados a la Conversión ,50 31% ,58 21% , ,00 22% TOTAL ,22% Fuente: EEC-GNV PROGRAMA DE RECALIFICACIÓN Y REPOSICIÓN DE CILINDROS DE GNV DEL PARQUE AU- TOMOTOR NACIONAL FÍSICA Recalificaciones ejecutadas 2017 (1º Semestre): % de Ejecución Física 2017 (1º Semestre): % FINANCIERA Presupuesto 2017 (1º Semestre): Bs Ejecución realizada 2017 (1º Semestre): Bs % de Ejecución Financiera 2017 (1º Semestre): 28% Localización: La Paz, Cochabamba, Tarija, Santa Cruz, Chuquisaca, Oruro y Potosí La ejecución financiera del Programa de Recalificación y/o Reposición de Cilindros al 30 de junio de la gestión 2017 fue del 28%, tal como se lo puede apreciar en el siguiente cuadro: EJECUCIÓN FINANCIERA PROGRAMA DE RECALIFICACIÓN Y REPOSICIÓN DE CILINDROS 30 DE JUNIO DE 2017 Objetivos de Gestión POA 2017 Meta 2017 Presupuesto 2017 (Bs.) Actual Descripción Presupuesto Bs. Ejecutado Bs. Saldo al Ppto Bs. % Ejec. Ejecutar El Programa De Recalificación Y Reposición De Cilindros Para GNV Del Parque Automotor Nacional Pago Mano De Obra A Talleres e Recalificación % Cilindros Para Reposición % TOTAL % Fuente: EEC-GNV 52

55 iii. Logros Institucionales CONVERSIÓN A GAS NATURAL VEHICULAR DEL PARQUE AUTOMOTOR NACIONAL Meta: Conversiones En la gestión 2017, se programó realizar la Conversión a Gas Natural Vehicular del Parque Automotor del Servicio Público Nacional y la Conversión a Gas Natural Vehicular del Parque Automotor Estatal. Los resultados alcanzados fueron los siguientes: Resultados Gestión 2017 (1º Semestre) FÍSICA Conversiones ejecutadas: Conversiones Vehiculares % de Ejecución Física: 39,87% FINANCIERA Presupuesto 2017: Bs Ejecución realizada 2017 (1º Semestre): Bs % de Ejecución Financiera 2017 (1º Semestre): 26,22% Localización: La Paz, Cochabamba, Oruro, Potosí, Santa Cruz y Chuquisaca. IMPACTOS ECONÓMICOS AHORRO PARA EL SECTOR TRANSPORTE PÚBLICO CONSUMO GA- SOLINA GESTIÓN 2017 DETALLE VEHÍCULO GASOLINA (Litros) VEHÍCULO A GNV (m3) DIFERENCIA EN PRECIO PRECIO (Bs) COMBUSTIBLE UTILIZADO POR DÍA LITRO / M3 GASTO EN COMBUSTIBLE DIARIO (Bs) GASTOS EN COMBUSTIBLE MENSUALES (Bs) 3,72 23,00 85, ,66 20,35 33,78 743, GASTOS EN COMBUSTIBLE ANUALES (Bs) VEHÍCULOS CONVERTIDOS 2017 (1º Semestre) Ahorro en la Gestion 2017 (1º Semestre) (Bs) ,08 51, , , El Gas Natural Comprimido (GNC), además de ser un combustible seguro, económico y limpio tiene un rendimiento por metro cúbico (m3) que equivale a 1,13 lts. de gasolina. El ahorro para el sector del transporte público por litro de Gasolina no Comercializado de Bs. 2,08. Anualmente cada beneficiario en promedio ahorra Bs por Consumo de GNV. El ahorro en combustible es aproximadamente en 60%. En la gestión 2017 (1º Semestre), se agregó un ahorro anual al sector social de transporte de más de 108 MMBs. Las Conversiones Vehiculares y Recalificaciones de Cilindros desde la creación de la EEC-GNV hasta el 30 de junio de la gestión 2017 fueron las siguientes: CONVERSIONES VEHICULARES, MANTENIMIENTO DE EQUIPO A GNV Y RECALIFICACIÓN DE CILINDROS GESTIÓN CONVERSIONES REALIZADAS MANTENIMIENTO DE EQUIPOS A GNV RECALIFICACIÓN DE CILINDROS TOTAL DE SERVICIOS

56 ª Semestre TOTAL A continuación, se puede apreciar las Conversiones Vehiculares y Recalificaciones de Cilindros desde la creación de la EEC-GNV hasta el 30 de junio de la gestión 2017 fueron las siguientes: COMPARACIÓN DE CONVERSIONES VEHICULARES Y RECALIFICACIONES DE CILINDROS GESTIONES 2010 JUN 2017 iv. Conclusiones (EEC-GNV) En el primer semestre de la gestión 2017 en el Programa de Conversión del Parque Automotor Nacional se logró alcanzar el 40% de la ejecución física alcanzando aproximadamente a Conversiones Vehiculares a GNV. La ejecución financiera del Programa de Conversión del Parque Automotor Nacional en el Primer Semestre de la gestión 2017 se alcanzó a un 26,22%. En el primer semestre de la gestión 2017 en el Programa de Recalificación de Cilindros se logró alcanzar el 22% de la ejecución física alcanzando aproximadamente a Recalificaciones de Cilindros de GNV. La ejecución financiera del Programa de Recalificación de Cilindros en el Primer Semestre de la gestión 2017 se alcanzó a un 27,53% Desde la creación de la EECGNV hasta el 30 de junio de 2017, se realizó conversiones vehiculares a GNV. 54

57 Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) 55

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59 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión La nueva Constitución Política del Estado aprobada mediante referéndum, establece de acuerdo al artículo 363, la creación de la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH), como una empresa autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo y de YPFB, que actúa en el marco de la política estatal de hidrocarburos. La EBIH será responsable de ejecutar, en representación del Estado y dentro de su territorio, la industrialización de los hidrocarburos. El Decreto Supremo Nº 368 del 25 de noviembre de 2009 instituye a la Empresa Boliviana de Industrialización de Hidrocarburos (EBIH) como una Empresa Pública Nacional Estratégica (EPNE) con personalidad jurídica, patrimonio propio y duración indefinida. Así también en el artículo 2 (Objeto de la empresa) indica: Es responsable de cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos, desarrollando la industrialización de hidrocarburos buscando un mayor valor agregado, que abastezca con prioridad la demanda de productos de industrialización del mercado nacional y la exportación de los excedentes, en el marco de la política nacional de hidrocarburos. MISIÓN. Somos la empresa responsable de cambiar el patrón primario exportador de los hidrocarburos, desarrollando la industria petroquímica para darles un mayor valor agregado y así contribuir al crecimiento soberano del país VISIÓN. Abastecer con prioridad la demanda interna de productos de industrialización del mercado nacional y exportar los excedentes en el marco de la Política Nacional de Hidrocarburos. b) Objetivos 1. Consolidar una administración eficaz y eficiente. 2. Desarrollar la integración vertical y horizontal en los complejos industriales y promover nuevos negocios para la petroquímica boliviana. 3. Desarrollar una organización flexible, soporte tecnológico y talento humano acordes a las exigencias actuales y futuras. 4. Fortalecer las relaciones con el entorno resaltando la importancia de la EBIH como empresa nacional estratégica. c) Estructura organizacional La EBIH cuenta con tres niveles en su estructura: a) Nivel Directivo. 1 Presidente, 2 miembros MH, 2 miembros de YPFB b) Nivel Ejecutivo Gerente General 57

60 c) Nivel Operativo Gerencias de Área Estructura organizacional aprobada por Resolución de Directorio Nº 008/2011 ii. Evaluación POA 2017 Se realizó el Seguimiento y Evaluación del Programa Operativo Anual 2017 del Primer Semestre de 2017, para cada Área de la EBIH en función de los Objetivos Institucionales. Una vez evaluados los objetivos institucionales, se procedió a establecer el cumplimiento de cada una de las Áreas Organizacionales obteniendo el total general a nivel de EBIH como se detalla en el siguiente cuadro: 58

61 ÁREAS ORGANIZACIONALES Ejecución del POA del Primer Semestre de 2017 Gerencia General 54.59% Asesoría Legal y Analista Jurídico 70.24% Auditoria Interna 37.00% Gerencia de Asuntos Administrativos y Financieros 64.21% Finanzas 66.66% Recursos Humanos 32.00% Gestión Administrativa 52.00% Gerencia de Proyectos 36.11% Planificación Estratégica 50.00% Sistemas 49.00% TOTAL PROMEDIO DEL CUMPLIMIENTO 51.18% Fuentes de Financiamiento Gestión 2017: Ejecución de Gastos Funcionamiento. Ejecución de Gastos Inversión: FUENTE: CRÉDITO BANCO CENTRAL DE BOLIVIA -BCB GRUPO PORCENTAJE MONTO VIGENTE MONTO EJECUTADO EJECUTADO (Bs.) (Bs.) (%) ACTIVOS REALES , ,19 58,1% TOTAL , , ,19 iii. Logros Institucionales Dentro de los logros institucionales más significativos que se llevó cabo hasta el 30 de junio de 2017, se destacan los siguientes: 59

62 Control, Monitoreo y Supervisión de la Inversión y Ejecución del Proyecto Planta de Producción de Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural-El Alto. o Avance Físico Acumulado del 62.8%. o Avance Financiero Acumulado del 49.71%. Hasta el primer semestre se tiene concluida la construcción de la infraestructura del galpón industrial. Las oficinas administrativas y de seguridad tienen concluidas los trabajos relativos a obra bruta. Se tiene asegurado el financiamiento mediante crédito obtenido del Banco Central de Bolivia (Contrato SANO N 115/2014 y sus correspondientes ADENDAS del Proyecto Planta de Producción Tuberías y Accesorios, para Redes de Gas Natural - El Alto, hasta agosto del Aprobación de Estados Financieros 2016 con Resolución Directorio EBIH/Nº 001/2017 y presentación a Entes Tutores de Control. Se presentaron las DDJJ de manera mensual dentro el plazo establecido por el SIN (6 DDJJ). Se procedió a realizar la Programación Física Financiera de Gasto del Presupuesto de Inversión Publica 2017 en el SISIN WEB. Aprobación del Plan Estratégico Empresarial , en conformidad a lineamientos establecidos por el Ministerio de Planificación del Desarrollo y el asesoramiento del Ministerio de Hidrocarburos. Aprobación por el Directorio de la EBIH del Reglamento Específico del Fondo Rotatorio y Reglamento de Administración de Fondos de Caja Chica. El Proyecto Planta de Producción de Tuberías y Accesorios para Redes de Gas Natural-El Alto se constituye en el primer proyecto de la EBIH que se encuentra en fase de ejecución, para lo cual se cuenta con una inversión de Bs (Ciento UN Millones Doscientos Mil 00/100 bolivianos) financiados a través de un crédito extraordinario (Contrato SANO N 115/2014) en condiciones concesionales, por parte del Banco Central de Bolivia (BCB). La aprobación de este proyecto se realizó mediante Resolución de Directorio de la EBIH N 001/2014. Este proyecto comprende la instalación de una planta industrial de transformación de Polietileno (PE), en el Parque Industrial de Kallutaca, Provincia Laja del Departamento de La Paz, aproximadamente a 15 km de la ciudad de El Alto. La planta para su puesta en marcha contará con 4 líneas de producción: a) 2 Líneas de producción de tuberías para redes de gas natural y riego. b) 2 Líneas de producción de accesorios electro-soldables para redes de gas natural y riego. Estas líneas de producción tienen una capacidad de producción de aproximadamente de TM/año. A la conclusión del primer semestre 2017 se tienen alcanzados los siguientes indicadores: AVANCE FÍSICO. AVANCE FÍSICO DEL PROYECTO EJECUTADO Nᵒ GESTIÓN MES AVANCE FÍSICO (%) 2016 Noviembre 2,0 2,0 1 2 Diciembre 7,0 9,0 ACUMULADO (%) 60

63 3 Enero 3,0 12,0 4 Febrero 11,0 23,0 5 Marzo 6,8 29, Abril 5,8 35,6 7 Mayo 12,9 48,5 8 Junio Fuente: Tabla elaborada en base a los informes mensuales del contratista. AVANCE FÍSICO CURVA S DEL PROYECTO Fuente: Grafico elaborado en base a los informes mensuales del contratista El avance físico acumulado del proyecto al 30 de junio de 2017 es del 62.8%. El avance financiero acumulado del proyecto al 30 de junio de 2017 es 58.1%. PROYECTOS EN ETAPA FINAL DE ESTUDIOS: Planta de Producción de Cilindros de Composite para GLP. Planta de Tuberías PE-AL-PE. Planta de Tuberias de polietileno para alcantarillado sanitario (200 mm 800 mm) Centro de Acopio, Almacenamiento y Distribución de Urea. Planta de Producción de Metanol MTG. Planta de Producción de Nitrógeno Líquido y Gaseoso. Compuestos Nitrogenados y sus aplicaciones: Ácido Nítrico y Nitrato de Amonio. PROYECTOS EN ETAPA DE ESTUDIOS: Planta de Producción de Hexanos. Fertilizantes UAN, MAP, DAP y NPK. Por su ámbito de operaciones y siguiendo los lineamientos establecidos por su ente rector (Ministerio de Hidrocarburos) y en concordancia con los Planes Nacionales de Desarrollo (PDES, PSDI), la EBIH tendrá impacto en los siguientes sectores: El productivo: Plantea fortalecer la industria nacional y producir bienes materiales de calidad a partir de materias primas e insumos de la industrialización de los hidrocarburos. El económico: 61

64 Generará un mayor valor agregado sobre el gas natural y otros de la industrialización de los hidrocarburos. Producirá bienes de uso directo para el consumidor, entre otros: Tuberías de polietileno para redes de gas y usuarios de gas domiciliario. Tuberías de polietileno para sistemas de riego y agua potable para el campo. Fertilizantes enriquecidos (MAP/DAP/NPK/UAN) para el agricultor Hexanos para la industria aceitera. Iso-pentanos para gasolina de alto octanaje. Geomembranas y films para el agro, industria minera y la construcción. Garrafas plásticas livianas para las viviendas de los bolivianos Servicios de almacenaje y distribución de urea y otros fertilizantes. Social: Sus productos serán preferentemente de beneficio directo para la industria nacional y sectores del agro, estableciendo lineamientos referidos a 2 pilares de la Agenda Patriótica 2025: Industrialización de los Hidrocarburos y Soberanía Alimentaria. iv. Conclusiones (EBIH) La EBIH ha planificado en coordinación con el ente tutor (Ministerio de Hidrocarburos), el desarrollo de proyectos de industrialización preferentemente ligados a los grandes proyectos emprendidos por YPFB. Actualmente la EBIH está trabajando en la formulación y desarrollo de una serie de proyectos de menor envergadura, lo que se indica en color amarillo en el Árbol Petroquímico de Bolivia de la Figura siguiente: Las áreas resaltadas en color amarillo, se encuentran en desarrollo y/o en etapa de estudios de factibilidad, para su conclusión como proyectos se tiene prevista la realización de las gestiones necesarias para conseguir los recursos de financiamiento que permitan culminaran estos proyectos a diseño final. 62

65 Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS) 63

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67 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión EMTAGAS fue creada como una empresa Pública de Servicios y de carácter social por lo tanto es una Empresa sin fines de lucro, manteniendo como principio: que todos los recursos económicos excedentes luego de los gastos de funcionamiento, mantenimiento, administrativos, etc., deben ser puestos a disposición de ampliaciones de línea primaria o secundaria, para sus tres sectores, (Industrial, Comercial y Doméstico). La Empresa Tarijeña del Gas EMTAGAS, fue creada según decreto supremo Nº 22048, del 03 de junio de 1988, que en su artículo segundo dice: Se reconoce a EMTAGAS la calidad de empresa Pública de Servicios descentralizada, con personalidad jurídica propia, autonomía de gestión económico financiera, administrativa y técnica, con patrimonio propio, duración indefinida y jurisdicción en el Departamento de Tarija. La Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS), es una Sociedad conformada por entidades estatales, en la cual participa la Prefectura del Departamento de Tarija, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, la Honorable Alcaldía Municipal de la Provincia Cercado. Al 31 de diciembre del 2016 la estructura accionaría de EMTAGAS estaría distribuida de la siguiente manera: BALANCE PRACTICADO AL 31 DE DICIEMBRE DEL 2016 Fuente: Dpto. De contabilidad APORTE DE CAPITAL POR ACCIONISTAS Gobernación del Departamento de Tarija 97.39% Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos 2.61% Honorable Alcaldía Municipal de Tarija 0.004% TOTAL % PORCENTAJE DE PARTICIPACIÓN Misión Institucional Ser una Empresa eficiente, eficaz, moderna y transparente. Líder en el desarrollo del sector energético, a través de la integración del Departamento de Tarja mediante el uso y consumo del Gas Natural brindando un servicio continuo y de calidad a las familias, con el compromiso y esfuerzo de sus recursos humanos. Visión Ser una empresa eficaz, eficiente y transparente en la conexión, distribución y comercialización de Gas Natural en los sectores: Industrial, Comercial, Doméstico y GNV a nivel Departamental. Contando con tecnología de punta, personal altamente calificado, orientando sus esfuerzos hacia una mejora continua para lograr el liderazgo en cuanto a la satisfacción. b) Objetivos Objetivo Estratégico Llegar a todos los habitantes del Departamento de Tarija con gas natural a través de la ampliación del sistema de redes primarias, secundarias e instalaciones domiciliarias con el fin de mejorar la calidad de vida de todos los tarijeños, siendo sostenibles en el tiempo y suficientes para cubrir la demanda de todos los usuarios del Departamento de Tarija en sus diferentes categorías: Doméstico, Comercial, Industrial y GNV. c) Estructura organizacional La Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS), es una Sociedad conformada por entidades estatales, en la cual participa la Prefectura del Departamento de Tarija, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, la Honorable Alcaldía Municipal de la Provincia Cercado. Al 31 de diciembre del 2001 la estructura accionaría de EMTAGAS estaría distribuida de la siguiente 65

68 manera: PREFECTURA DEL DPTO. 35% H.A.M. Tarija 35% Y.P.F.B. 30% TOTAL 100% ii. Evaluación POA 2017 Presupuesto - Institucional Fuente: SIGEP EL gráfico anterior nos muestra el presupuesto aprobado por ley financial Nº 856 por un monto de ,00 Bs. (Ciento Nueve Millones Doscientos Setenta y Nueve Mil Ochocientos Dieciocho 00/100 bolivianos) para la gestión Donde observamos que la compra del gas a Y.P.F.B. para la comercialización en el departamento de Tarija representa en un 49% de un presupuesto de funcionamiento de ,00 Bs (Sesenta y Nueve Millones Ciento Setenta y Nueve Mil Novecientos Trece 00/100 bolivianos). Fuente: SIGEP. El gráfico anterior nos muestra un resumen de los grupos que componen el presupuesto de la Empresa Tarijeña del Gas, Donde podemos afirmar que de un presupuesto de funcionamiento de ,00 Bs. (Sesenta y Nueve Millones Ciento Setenta y Nueve Mil Novecientos Trece 00/100 bolivianos). Se tiene una ejecución financiera en el primer semestre de ,66 Bs. (Veintisiete Millones Ochocientos Cinco Mil Quinientos Ochenta y Cuatro 66/100 bolivianos), que representa el 40% de ejecución financiera. 66

69 INVERSIÓN En este punto mostraremos la inversión inicial y la inversión actual de la Empresa Tarijeña del Gas. Fuente: SIGEP, SISIN. El gráfico anterior anterior nos muestra que la Empresa Tarijeña del Gas cuenta con un presupuesto de acuerdo a ley financial de ,00 Bs. (Cuarenta Millones Noventa y Nueve Mil Novecientos Cinco 00/100 bolivianos), de los cuales nuestra empresa contribuyo con recursos propios por un monto de Bs. Inversión Desagregada en el Departamento de Tarija Elaboración: Propia El gráfico anterior nos muestra la inversión desagregada por Provincias donde podemos decir que la provincia Cercado cuenta con una inversión para la gestión 2017 el monto de ,00 Bs. (Once Millones Setecientos Veintiocho Mil Cuatrocientos Ochenta y Siete 00/100 Bolivianos), la provincia Méndez cuenta con una inversión de ,00 Bs (Dos Millones Ochocientos Mil 00/100 Bolivianos), logrando tener una inversión para la gestión 2017 el monto de ,00 Bs. (Cuarenta Millones Noventa y Nueve Mil Novecientos Cinco 00/100 Bolivianos). 67

70 Ejecución Financiera de Inversión Fuente: SIGEP. El gráfico anterior nos muestra la ejecución financiera hasta el mes de junio donde podemos afirmar que la provincia O connor alcanza una ejecución financiera del 49% en relación a la Provincia Cercado puesto que se incrementara en los siguientes meses ya que se registró en el sicoes la adquisición de Materiales metálicos y obras de inversión. La ejecución financiera acumulada de inversión hasta el mes de junio es de ,48 Bs (Seis Millones Novecientos Un Mil Quinientos Sesenta y Nueve 48/100 bolivianos), que representa un 17%. En este punto mostraremos la eficiencia de comercialización de los volúmenes a la población en sus diferentes categorías: Fuente: Dir. Comercial Elaboración: Propia iii. Logros Institucionales Se realizó capacitación en planta para el personal técnico administrativo con la nueva tecnología de Termo fusión para la construcción de las Instalaciones Internas. Se construyó hasta el mes de junio nuevas Instalaciones Internas en el Departamento de Tarija 68

71 Se construyó metros lineales de Red Secundaria en el Departamento de Tarija La Empresa Tarijeña del Gas tenía contemplado ejecutar para la gestión 2017: nuevas Instalaciones Internas ,00 metros lineales Red Secundaria Mostraremos los índices de eficacia hasta el mes de julio El Índice de eficacia nos muestra que se tiene un avance del 42% de eficacia de lo propuesta para la gestión 2017 en construcción de Instalaciones Internas. El Índice de eficacia nos muestra que se tiene un avance del 35% de eficacia de lo propuesta para la gestión 2017 en construcción de Red Secundaria de gas natural Ejecución Física 69

72 Ejecución Institucional Elaboración: Propia El grafico N 9 nos muestra que la empresa tarijeña del gas tuvo un cumplimiento al programa operativo anual al mes de junio 2017 el 32% de ejecución financiera de un presupuesto de ,00 Bs. (Ciento Nueve Millones Doscientos Setenta y Nueve Mil Ochocientos Dieciocho 00/100 bolivianos). Estado, avance y resultados finales de los resultados priorizados en forma conjunta con las organizaciones sociales y control social. iv. Conclusiones (EMTAGAS) 1. Uno de los factores que influyo en la baja ejecución de Inversión se aprobó el Presupuesto de Inversión erróneamente de nuestra institución con fuente de Financiamiento lo cual impidió realizar la ejecución de los proyectos programados lo cual no se podía realizar la certificación presupuestaria 2. La Gerencia General Convoco a reunión de Directorio para la aprobación de resolución de la construcción de Instalaciones Internas donde participo el Presidente del Directorio, un delegado de Y.P.F.B. y solicito permiso el delegado del Gobierno Municipal por tema de Salud donde el delegado de Y.P.F.B no tenía la autorización de firmar donde el propuso llevar la documentación para revisar y presentar al Ing. Mery Rosalía Choque a pesar de llamarla numerosas veces no llego a firmar la resolución provocando la paralización de la ejecución de las instalaciones internas en el Departamento de Tarija. 3. De acuerdo a lo planteado se logrará cumplir con las metas de la construcción de instalaciones internas en el Departamento de Tarija. 70

73 Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero (VMPDH) 71

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75 a) Logros Institucionales PLANIFICACIÓN SECTORIAL Balance Energético Nacional: B.E.N Dadas las características de la información sistematizada y consolidada, se organizó la misma, en las dimensiones de oferta y demanda de energía a nivel nacional, desagregada por fuente y sector de consumo, de tal forma que se finalizó con la elaboración del B.E.N Producción Consolidada de Energía Primaria, (en Kbep) Fuente: Balance Energético Nacional Según la estructura de la producción de energía primaria, se muestra que ésta se constituye principalmente por Gas Natural, que en el año 2016p, alcanzó a 81,02% del total producido, seguido por Petróleo, Condensado y Gasolina Natural con 13,15%, Biomasa con 5,14%, Hidroenergía 0,68%, Energías Alternativas (Eólica y Solar) 0.02%. Balance Energético Departamental: B.E.D Se ha concluido con la elaboración del Balance Energético Departamental de Bolivia 2016p, mismos que presentan información desagregada respecto a la producción, exportación, importación, transformación, pérdidas y consumo de energía por departamentos de Bolivia, lo cual permitirá conocer detalladamente la estructura del sector energético por el lado de sus usos y fuentes, evaluar la dinámica de la oferta y demanda de energía por departamento, proporcionar información básica para el análisis del desempeño energético, en especial sobre intensidad energética y permitirá también crear las bases apropiadas que apoyen el mejoramiento y sistematización de la información energética del sector, en este caso con información energética por departamento del país. La producción de energía primaria en el año 2016 tuvo mayor incidencia en el departamento de Tarija, seguido por Santa Cruz, Chuquisaca y Cochabamba. Los departamentos de La Paz, Potosí, Oruro, Beni y Pando tuvieron una participación conjunta de 2,28% en la producción de energía primaria. Porcentaje de Participación en la Producción de Energía Primaria por Departamento, 2015 Fuente: Balance Energético Departamental,

76 Boletines Estadísticos OBJETIVO La elaboración del Boletín de Análisis Estadístico, permitirá hacer seguimiento oportuno en el registro y evaluación de la información periódica generada en el Sector Hidrocarburifero desde la explotación hasta el abastecimiento de los principales productos, a objeto de identificar las principales tendencias que inciden favorable o desfavorablemente en el mercado interno y externo de los productos. LOGROS - Identificación de las principales variables estadísticas por unidad de negocio. - Se consolidaron matrices de requerimiento de información estadística de las entidades bajo tuición. - Bases de datos organizadas por tipo de Unidad de Negocio según variables identificadas. - Aprobación y remisión del Primer Boletín Trimestral de análisis estadístico del Sector para complementación de los Viceministerios del área según sus atribuciones. Sistema Integrado de Información Sectorial OBJETIVO Fortalecer el análisis y diagnóstico periódico del sector Hidrocarburifero, para determinar cuantitativamente la oferta, demanda, transformación y comercialización al interior y exterior del país, así como las capacidades de producción, procesamiento, transporte, almacenamiento y precios, considerando su evolución histórica y proyección a futuro para la toma de decisiones. PROPÓSITO Desarrollar una herramienta de análisis técnico para el Sector de Hidrocarburos, capaz de registrar, organizar y reportar series históricas para la identificación de problemas y posibles oportunidades en temas económicos, políticos, sociales y tecnológicos. Fuente: DGPDH LOGROS - Se consolidaron matrices de requerimiento de información estadística de las entidades bajo tuición. - Se está trabajando en la organización y desarrollo del Sistema Integrado de Información Sectorial, 74

77 según la cadena productiva. - Bases de datos organizadas por tipo de Unidad de Negocio según variables identificadas. - Con este sistema se podrá generar indicadores energéticos, estadísticos y macro sectoriales. - Facilitar las tareas de diagnóstico, planificación estratégica del sector y formulación de políticas, según la simulación de escenarios tendenciales Gas y Petróleo. Guía de Eficiencia Energética Permitirá delimitar los procedimientos de recopilación, normalización y análisis de información sectorial para la formulación de políticas de energéticas en consonancia con el Manual de Planificación Energética (OLADE). Se trata más bien de un documento que expresa una guía básica que se aplica en los procesos de formulación de políticas. LOGROS - Se tiene la conceptualización y diseño inicial de la estructura temática de Eficiencia Energética del sector hidrocarburos. Vinculación Política de Estado y Política Energética Fuente: DGPDH Modelos de Prospectiva El modelo de prospectiva a desarrollar se constituye una herramienta que permita identificar las causas estructurales en el abastecimiento y formulación de política sectorial, para lo cual es necesario el apoyo técnico internacional en modelación econométrica y manejo de software específico de prospectiva. LOGROS - Implementación de la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos la cual será el principal insumo para la elaboración de modelos econométricos del sector. - Matriz de requerimiento de información socializada entre las entidades bajo tuición. - Bases de datos de información por variables estadísticas y por unidad de negocio. Estrategia Boliviana de Hidrocarburos OBJETIVO El planteamiento y desarrollo del documento titulado Estrategia Boliviana de Hidrocarburos permitirá evaluar el estado actual de las actividades sector de hidrocarburos, a través del uso de escenarios de prospectiva alternativos relativos a las actividades de exploración, desarrollo, comercialización, industrialización y otras inherentes, con el fin de reencaminar los lineamientos de política para el desarrollo del sector, 75

78 para fines de análisis de demanda interna corto, mediano y largo plazo, la exportación de excedentes e industrialización de derivados. LOGROS - Estructuración del contenido del documento Estrategia Boliviana de Hidrocarburos. - Recolección de información, elaboración y revisión de la primera parte del documento (Introducción). - Recolección de información, elaboración y revisión de la segunda parte (Diagnóstico de Situación actual de Petróleo y Gas Natural Mundial y Regional). - Recopilación y revisión de información para diagnóstico de situación nacional actual. Mercado Mundial y Regional de Hidrocarburos OBJETIVO Realizar y hacer el seguimiento del sector hidrocarburos en un contexto internacional (mundial y regional), delimitando las características comerciales del mercado (producción, consumo y precios). LOGROS - Estructuración de la información base para análisis. - Organización y recopilación de la información. - Identificación de variables recurrentes para la elaboración del documento. - Verificación de fuentes de información. Manual de Estadísticas Energéticas de Bolivia OBJETIVO Las estadísticas energéticas constituyen la fuente primaria para la elaboración del Balance Energético Nacional y otros documentos de análisis cuantitativo, motivo por el cual, el hecho de relacionar las estadísticas energéticas con variables socioeconómicas representa un insumo útil para la elaboración de estrategias, estudios de prospectiva y planificación energética visualizando el futuro del sector energético nacional y orientando la adecuada toma de decisiones en el sector. LOGROS - Conceptualización temática de términos y definiciones generalmente aceptados. - Comprender el sector energético de un país de forma conceptual. - Facilita la comprensión de la información estadística (oferta y demanda) y su relación con la planificación energética. - Cultura estadística en la organización y delimitación de los fundamentos macro sectorial. Por consiguiente, se trabaja en la elaboración del documento, con el objetivo de mostrar conceptos necesarios para el manejo de las estadísticas del sector. Es importante aclarar que el trabajo que se viene desarrollando, considera como base metodológica, el Manual de Estadísticas Energéticas de OLADE, puesto que sintetiza metodología de elaboración del balance energético en términos de energía final aplicada actualmente en el Sistema de Información Económica Energética (SIEE), siendo una guía actualizada de referencia, que facilite las tareas de recopilación administración, análisis y procesamiento de la información energética. 76

79 PLANIFICACIÓN INSTITUCIONAL a) Plan Sectorial de Desarrollo Integral ( ) El Plan Sectorial de Desarrollo Integral (PSDI) articula el conjunto de planificación que se realiza en el sector, incluyendo la planificación estratégica del Ministerio y de las entidades bajo tuición de forma coordinada con otros sectores, Entidades territoriales y organizaciones sociales del estado. El Plan Sectorial de Desarrollo Integral de Hidrocarburos fue elaborado con la participación de las entidades del sector agrupadas en dos comisiones técnicas y una especial El documento contiene el enfoque político del sector, evaluaciones comparativas de la situación actual, análisis del sector en el territorio referido a los sistemas de vida, vulnerabilidad a los riesgos y al cambio climático, análisis externo relacionado al sector, problemas y desafíos futuros. Además de incluir aspectos relacionados con la política y lineamientos estratégicos, con un enfoque en la planificación y desarrollo basada en información del sistema INFO-SPIE, así como el presupuesto plurianual y quinquenal en el que se consideran los recursos necesarios para el gasto corriente y los que se deben gestionar para la inversión pública de los actores del Plan Sectorial. Estructura de Planificación del PSDI Fuente: VMPDH El sector Hidrocarburos aporta a la Construcción de la Agenda Patriótica 2025 en el marco del nuevo patrón de desarrollo, para Vivir Bien, sentando Seguridad y Soberanía sobre su territorio y sobre sus recursos naturales hidrocarburíferas para alcanzar la industrialización aumentando el valor agregado a sus exportaciones con el apoyo del Estado promotor y protagonista del desarrollo, fortaleciendo al sector con eficiencia e impulsando los principios de integración a fin de constituir a Bolivia en el Centro Energético Regional. 77

80 Contenido del PSDI Fuente: PSDI Para cada una de las acciones establecidas se trabajó la distribución competencial de acuerdo a las definiciones de la Constitución Política del Estado sobre las competencias privativas, exclusivas, concurrentes y compartidas del nivel central del Estado y de los gobiernos de las Entidades Territoriales Autónomas (Gobiernos Autónomos Departamentales, Gobiernos Autónomos Regionales, Gobiernos Autónomos Municipales y Gobiernos de Autonomías Indígena Originario Campesinas). Además, dadas las características del sector hidrocarburos las acciones se enmarcan en todo el territorio nacional. Es a partir de las acciones del PSDI que se plantean cumplir las metas más importantes del PDES las cuales son: Fuente: PSDI El Ministerio de Hidrocarburos a través del VMPDH concluyo el documento PSDI , actualmente se encuentran en elaboración lineamientos, metodologías, procedimientos e instrumentos técnicos orientados a sistematizar, analizar y evaluar el cumplimiento de las metas, resultados y acciones programados en el PSDI con el fin de velar por el óptimo cumplimiento del mismo. 78

81 RESUMEN DE RESULTADOS PSDI ( ) 79

82 Fuente: PSDI b) Plan Estratégico Institucional ( ) El PEI permite al Ministerio de Hidrocarburos establecer, en el marco de sus atribuciones, su contribución directa a la implementación del PDES, PSDI, incorpora actividades estratégicas a ser desarrolladas. El PEI del Ministerio de Hidrocarburos considera perspectivas o áreas de éxito, que son las categorías de resultado identificadas en la Visión Institucional, en el marco de las cuales se pretende desarrollar la Estrategia Institucional. Fuente: PEI Para la elaboración del Plan Estratégico Institucional del MH, se consideraron tanto los lineamientos metodológicos emitidos por el Ministerio de Planificación del Desarrollo, así como los instrumentos empleados en los procesos de planificación institucional para la aplicación del Cuadro de Mando Integral. El siguiente esquema describe los momentos y fases para la construcción del PEI del MH: 80

83 Al igual que el PSDI el Ministerio de Hidrocarburos a través del VMPDH concluyo el documento PEI , actualmente se encuentran en elaboración lineamientos, metodologías, procedimientos e instrumentos técnicos orientados a sistematizar, analizar y evaluar el cumplimiento de las acciones estratégicas programadas con el fin de velar por el óptimo cumplimiento del mismo. c) Programa de Operaciones Anual y Presupuesto Institucional OBJETIVO El Plan Operativo Anual del Ministerio de Hidrocarburos contempla la estimación de tiempos de ejecución, los recursos financieros necesarios, la designación de responsables, así como las metas, resultados y actividades anuales. LOGROS - Reformulación del POA 2017 del MH: de acuerdo a Decreto Supremo N 3058 de fecha 22 de enero de 2017 y el Decreto Supremo N 3070 que modifica el Decreto Supremo N (Organización del Órgano Ejecutivo) se crea el Ministerio de Energías llegándose a establecer la nueva estructura jerárquica del Ministerio de Hidrocarburos, por tal razón se realizó el Reformulado del Plan Operativo Anual mediante matrices elaboradas para cada área organizacional del Ministerio de Hidrocarburos. - Seguimiento y evaluación trimestral al Programa de Operaciones anual 2017 del Ministerio de Hidrocarburos primer y segundo trimestre. - Con el fin de cumplir con las actividades programadas por las diferentes áreas organizacionales, se emitieron entre el mes de enero y julio 607 Certificaciones POA a través del Sistema Integral de Planificación Seguimiento y Evaluación (SIPSE). - Con el fin de cumplir con las actividades programadas por las diferentes áreas organizacionales, se emitieron a junio aproximadamente 600 Certificaciones POA de viajes realizado por funcionarios del MH. - A junio de 2017 se elaboró 33 Informes de Modificaciones Presupuestarias Interinstitucionales e Intrainstitucionales. d) Seguimiento a la Inversión Pública (Física Financiera) por Entidad La Inversión Pública se ha constituido en los últimos años en el motor del desarrollo económico de nuestro país por tal razón a objeto de dar cumplimiento al Artículo 41 del Decreto Supremo 3034 de fecha 30 81

84 de diciembre de 2016 que reglamenta el Articulo 7 de la Ley Nº 769 del 17 de diciembre de 2015; establece que los Ministerios cabeza de sector deben efectuar evaluaciones al cumplimiento de la programación y metas comprometidas por las entidades bajo su tuición por cada programa y proyecto priorizado, en los formatos establecidos por esa entidad, el Ministerio de Hidrocarburos a través del VMPDH realiza seguimiento y evaluación a los proyectos que llevan a cabo las entidades bajo tuición de manera mensual. Al mes de junio de la presente gestión se llevaron a cabo diferentes reuniones con las entidades bajo tuición, en las cuales se realiza el seguimiento y la evaluación a la ejecución de los proyectos tanto física como financieramente. Para una óptima ejecución se considera en cada reunión y elaboración de informes el estado actual, los problemas y las medidas correctivas que se deben tomar. En los meses de enero a junio se elaboraron los respectivos informes de seguimiento y evaluación de la ejecución de Inversión Pública, se enviaron reportes de ejecución al Viceministerio de Financiamiento Externo VIPFE. Para un mejor seguimiento y evaluación la Dirección General de Planificación y Desarrollo Hidrocarburifero realizo fichas de seguimiento de los proyectos priorizados de las entidades bajo tuición. Mensualmente se realiza el cierre financiero en el SISIN (Sistema Sobre Inversiones). e) Informe de Gestión 2016 Se elaboró el Informe de Gestión 2016 del Ministerio el cual pone en conocimiento las actividades ejecutadas, los logros y la proyección de metas para la presente gestión. Este documento, señala los factores que han influenciado, positiva o negativamente permitiendo reflejar la evolución de un determinado proceso y las metas que se tienen a futuro. El documento de Informe de Gestión 2016 se caracteriza por el cumplimiento de todos los objetivos previstos, y superado ampliamente varias de las metas proyectadas, en el cual se puede resaltar que el Ministerio de Hidrocarburos ha promulgado la Reglamentación a la Ley de Promoción para la Inversión en Exploración y Explotación Hidrocarburífera con el objetivo de impulsar las inversiones en el sector y responder ante los mandatos constitucionales. Integración Hidrocarburifera LOGROS a) Organización Latinoamericana de Energía-OLADE El Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero en calidad de Coordinador Nacional de OLADE, estableció un enlace adecuado entre esta organización, la Cooperación Internacional y el MH. Dentro de las iniciativas de la Dirección de Estudios y Proyectos de la OLADE, se emprendieron varias actividades y/o proyectos, de lo que se tienen los principales resultados: Se participó de la XLVII Reunión de la Junta de Expertos de OLADE, realizada los días 19 y 20 de junio de 2017, la cual estuvo representada por el Agregado Comercial de la Embajada de Bolivia en Ecuador. Se efectuaron Cursos de Capacitación Energética Virtual CAPEV, al MH y entidades bajo tuición. OLADE realizo la metodología de Balance de Energía Útil, el cual está listo para implementarla en los países. Entre los proyectos y programas que viene desarrollando la Organización Latinoamericana de Energía a favor de los países miembros de la Región esta: Hidrocarburos: Energía, Ambiente y población, Transparencia en industrias extractivas y Gobernanza del sector. Entre los temas que están sobre la mesa son los Hidrocarburos no convencionales que es un tema muy controvertido por los ambientalistas por los riesgos del uso del fracking. b) Unión de Naciones Suramericanas - UNASUR En el marco de la UNASUR, el Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburífero representó 82

85 al MH en la V y VI Reunión del Consejo Energético Suramericano de este Organismo, en la ciudad de Quito, Ecuador, el 01 de Julio y el 11 de noviembre en la gestión 2016 Ecuador, en la que se lograron los siguientes resultados: Se aprobó el Plan de Acción del Grupo de Expertos en Energía. Se presentaron los avances en los temas: Balance Energético Suramericano (BES), Planificación Energética, Estudio de Viabilidad de Creación de un Instituto de Investigaciones Energéticas, Propuesta de la I Parte de Disposiciones Generales del Tratado Energético Suramericano (TES), Propuestas de Estatutos del CES. c) Comisión Integubernamental Boliviana Rusa Los días 29 y 30 de mayo de 2017, en la ciudad de Moscú, tuvo lugar la II Reunión de la Comisión Intergubernamental Boliviana Rusa, de cooperación Económico, comercial, con la participación del Ministerio de Hidrocarburos, en calidad de Co Presidente de la parte boliviana de la citada Comisión, asimismo, participaron representantes de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos y del Ministerio de Energía. Se analizó el estado del Comercio Bilateral y destacaron el potencial que existe para aumentar el volumen del intercambio de productos. Se acordó organizar una Misión Empresarial boliviana a Rusia en el Semestre del Se acordó realizar proyectos conjuntos en materia de hidrocarburos, energía, incluyendo el uso pacífico de la energía atómica, así como, industria, ciencia, tecnología y otros temas de interés común. La Partes apoyaron el desarrollo del uso de combustibles para motores de gas en Bolivia, asimismo, apoyaron a la cooperación de realización de los proyectos para los sectores Ipati, Aquio y Azero. Se destacó la importancia de la realización de proyectos relativos al uso del combustible para motores de gas, producción de los cilindros de gas de alta presión y equipamiento correspondiente en el territorio de Bolivia. El Ministerio de Hidrocarburos presentó una propuesta de Memorándum de Entendimiento para la Asesoria, Asistencia Técnica, Formación de Recursos Humanos y Financiamiento en el ámbito hidrocarburifero con el Ministerio de Energía de la Federación de Rusia. Las Partes confirmaron el interés mutuo en la suscripción de un Memorándum de Entendimiento para la cooperación en el sector eléctrico entre el Ministerio de Energía de Bolivia y el Ministerio de Energía de Rusia. La Parte Rusa informo sobre el interés de la Compañía rusa Zarubeznet de cooperar con la compañía boliviana petrolera estatal YPFB en las actividades de explosión y explotación de los hidrocarburos. Asimismo, la Parte Rusa presentó las propuestas de Empresas e Instituciones de la Federación de Rusia para la cooperación en Bolivia en las áreas Comercial, industrial, energía, de geología, de educación, de industrialización de Litio, transporte, salud, comunicación, agricultura, ámbito nuclear. Las Partes acordaron celebrar la 3ª Reunión de la Comisión citada en el Estado Plurinacional de Bolivia, las fechas exactas se acordaron por la vía diplomática. COMPROMISOS Y LOGROS A JUNIO DIRECCIÓN GENERAL CONTROL Y FISCALIZACIÓN La Dirección General de Control y Fiscalización por imperio de lo dispuesto por el Decreto Supremo N 0071 de 9 de abril de 2009, el Decreto Supremo N de 7 de febrero de 2009, el Decreto Supremo N 3058 de 22 de enero de 2017 y Decreto Supremo N 3070 de 1 de febrero de 2017, como parte del Ministerio de Hidrocarburos tiene como atribuciones, entre otras, la evaluación, análisis y proyección de 83

86 Resoluciones que resuelven Recursos Jerárquicos del sector de hidrocarburos, la fiscalización del cumplimiento de las labores regulatorias por parte de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), contenidas en la normativa sectorial regulatoria y la atención, seguimiento y patrocinio de los procesos Contenciosos Administrativos demandados ante el Tribunal Supremo de Justicia en contra de las Resoluciones Ministeriales emitidas por el Ministro de Hidrocarburos. En ese marco, varios han sido los logros y actividades desarrolladas para el cumplimiento del mandato normativo, entre estas: a) Emisión de Resoluciones que resuelven Recursos Jerárquicos en el sector de hidrocarburos. Se han emitido Resoluciones Ministeriales que resuelven Recursos Jerárquicos interpuestos contra las Resoluciones Administrativas emitidas por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH). Las Resoluciones Ministeriales referidas, han sido emitidas dando cumplimiento a los plazos procesales fijados en el procedimiento aplicable y las atribuciones otorgadas a este Ministerio a través de los Decretos Supremos N 0071, 29894, 3058 y Fuente: DGCF SECTOR Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio TOTAL HIDROCARBUROS b) Emisión de Resoluciones que resuelven Recursos Jerárquicos y de Revisión en el sector de Electricidad. En enero de la gestión 2017 antes de la promulgación de los Decretos Supremos N 3058 de 22 de enero de 2017 y N 3070 de 1 de febrero de 2017, que dispone la creación del Ministerio de Energías, separando los sectores de Electricidad e Hidrocarburos de competencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energías, se han emitido Resoluciones Ministeriales que resuelven Recursos Jerárquicos y de Revisión interpuestos contra las Resoluciones Administrativas emitidas por la Autoridad de Fiscalización y Control Social de Electricidad (AE). Las Resoluciones Ministeriales referidas, han sido emitidas dando cumplimiento a los plazos procesales fijados en el procedimiento aplicable y las atribuciones otorgadas a este Ministerio a través del Decreto Supremo N 0071 y 29894, 3058 y SECTOR Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio TOTAL ELECTRICIDAD Fuente: DGCF c) Seguimiento a procesos Contenciosos Administrativos interpuestos contra Resoluciones emitidas por el Ministerio de Hidrocarburos. El Ministerio de Hidrocarburos ha atendido y realizado seguimiento adecuado en cumplimiento a los plazos procesales de las demandas contenciosas administrativas interpuestas contra las Resoluciones Ministeriales emitidas por el Ministro de Hidrocarburos, ejerciendo una defensa oportuna con un análisis técnico, económico y legal adecuado para su correcta valoración y atención por parte del Tribunal Supremo de Justicia. Durante el periodo se cuenta con 14 en movimiento. COMPROMISOS Y LOGROS A JUNIO 2017, GESTION SOCIO AMBIENTAL El Ministerio de Hidrocarburos ejerce su rol de Organismo Sectorial Competente (OSC) a través de la Dirección General de Gestión Socio Ambiental, en cumplimiento de la Legislación Ambiental vigente (Ley de Hidrocarburos N 3058, Ley de Medio Ambiente N 1333 y Reglamentos además del D.S de 01 de febrero de 2017 como organismo sectorial competente basados Reglamente General de Gestión Ambiental de la Ley 1333 donde se estipula que los OSC en coordinación con el Ministerio de Medio Ambiente y Agua y en el marco de las políticas y planes ambientales nacionales participaran en la gestión ambiental formulando propuesta relacionadas con: i) Normas técnicas sobre límites permisibles en materia de su competencia; ii) Políticas ambientales para el sector; iii) Planes sectoriales y multisectoriales 84

87 que consideren la variable ambiental y iv) La ficha ambiental, informe sobre la categoría de EEIA de los proyectos, obras o actividades de su competencia. En el marco de la legislación ambiental y sectorial vigente, la Dirección General de Gestion Socio Ambiental, ejerce el rol de Organismo Sectorial Competente con las siguientes atribuciones y obligaciones: Evaluar los Instrumentos de Regulación de Alcance Particular (IRAP s), debido a que estos documentos ambientales, permiten la viabilización de Licencias Ambientales y por consiguiente el inicio de Actividades, Obras o Proyectos (AOP s) hidrocarburiferos. (Prevención y Control Socio Ambiental). Realizar el seguimiento y control a las Actividades, Obras o Proyectos hidrocarburíferos, posterior a la otorgación de la Licencia Ambiental, en coordinación con la Autoridad Ambiental Competente. Para ello la Direccion General De Gestión Socio Ambiental evalúa los Instrumentos de Monitoreo Ambiental (IMA s); además de realizar inspecciones in situ ya sea por denuncias y/o contingencias o inspecciones programadas. (Seguimiento y Control Socio Ambiental) Desarrollar el proceso de Consulta y Participación como Autoridad Competente, con las Naciones y Pueblos Indígenas Originarios Campesinos, de los proyectos hidrocarburíferos, en el marco de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058 y los Decretos Supremos Nº y N a) Prevención y Control Socioambiental En el cuadro a continuación se presenta la cantidad de Instrumentos de Regulación de Alcance Particular (IRAP) (Ficha Ambiental, Manifiesto Ambiental, PPM-PASA, EEIA y adendas) evaluados hasta el 30 de junio de Fuente: DGGSA Tipo de Documento Ambiental Cantidad de documentos Ambientales Revisados Ficha Ambiental 134 Manifiesto Ambiental 89 Plan de Prevención Mitigación Plan de Adecuación y Seguimiento Ambiental 118 Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental 21 Adendas a las Licencias Ambientales 58 TOTAL IRAPS al 30 de junio b) Seguimiento y Control En los cuadros a continuación se presenta el detalle de Informes de Monitoreo (IMA) procesados e Inspecciones realizadas hasta el 30 de junio 2017 Total Informes de Monitoreo (IMAs) Procesados al 30 de junio Fuente: DGGSA Inspecciones programadas realizadas hasta el 30 de Junio 2017 Adquisición Sísmica 2D Madre de Dios Nueva Esperanza/YPFB Corporación 1 Sísmica 2D Margarita Sur Fase I/Repsol E&P Perforación, Explotación del Pozo HCY-X2 y Facilidades de Superficie/Repsol E&P Licencia Integrada Campo Margarita/Repsol E&P Explotación y construcción de línea de recolección Pozo MGR-8/Repsol E&P 1 85

88 Campo Río Grande Áreas Sur, Centro y Norte Perforación Pozo RGD 99D, RGD 102D, RGD 103D, RGD 104D, RGD 107D, RGD 108D e Instalación de Líneas de Recolección 1 Campo Río Grande Bloque Grigotá Instalación y Operación del Proyecto Planta de Compresión Río Grande Sistemas de Estaciones y Oleoducto Cochabamba, La Paz OCOLP I/YPFB Transporte S.A. Sistemas de Estaciones y Oleoducto Cochabamba, La Paz OCOLP II/YPFB Transporte S.A. 1 Oleoducto OCOLP II Ducto Kohani-Caracollo Total viajes de inspección programados o inspecciones coordinadas con la AACN Enero- Junio 4 Total de AOPs Inspeccionadas al 30 de junio Fuente: DGGSA Inspecciones por contingencias y/o denuncias realizadas hasta el 30 de Junio 2017 Perforación, Exploración Prospecto Itaguazurenda/YPFB Corporación Denuncia de privado por abandono de predios 1 Perforación Pozo SBL-6/PEB - Denuncia de la Comunidad Tucainty 1 Líneas de Recolección SAL-18/ PEB Denuncia y Contingencia San Alberto, Sausalito, Bella Vista. 1 Total viajes de inspección por Denuncia o Contingencia Enero- Junio 3 Total de AOPs con Contingencias y/o Denuncias Inspeccionadas al 30 de junio Fuente: DGGSA En el siguiente cuadro se presenta el detalle de las inspecciones realizadas para efectuar el correspondiente cierre técnico y ambiental. Sísmica 2D Margarita Sur Fase I/Repsol E&P 1 Sísmica 2D Huacaya/Repsol E&P Sísmica 3D Huacaya/Repsol E&P 3 Proyecto Sísmica 2D Bloque Iñiguazu/Petroandina SAM Total de AOPs con Dictamen Favorable para su Cierre al 30 de junio Derrame de Diesel Oil Culpina K Trans Tiñini S.R.L. 1 Total de AOPs con Dictamen Favorable para su Cierre al 30 de junio Fuente: DGGSA d) Consulta Y Participación A continuación, el detalle de Procesos de Consulta y Participación realizados hasta el 30 de Junio TENDIDO DE LÍNEAS DE RECOLECCIÓN E INSTALACIÓN DE LAS FACILIDADES PARA LOS PO- ZOS ICS-3, ICS-4 E ICS-5 (EMPRESA TOTAL E&P Bolivie) Características del Proyecto: Total E & P Bolivie, TEPBO, continuando con su estrategia de exploración de los potenciales hidrocarburíferos en la serranía de Incahuasi, alentada por lo positivo de los informes preliminares del Proyecto de Exploración Sísmica 3D llevado a cabo durante la gestión de 2008 y de acuerdo a los resultados preliminares del pozo AQI X-1001, permitieron programar la perforación del pozo ICS-2 y el pozo ICS-3 (proyectos ejecutados), perforación del pozo INCAHUASI-5 (ICS 5) (proyecto en ejecución) y la perforación del pozo INCAHUASI-4 (ICS 4) (en tramitación de licencia ambiental) razón por la cual se proyecta el TENDIDO DE LÍNEAS DE RECOLECCIÓN E INSTALACIÓN DE LAS FACILIDADES PARA LOS POZOS ICS-3, ICS-4 E ICS-5, con el objetivo de trasportar los hidrocarburos producidos por la explotación de dichos pozos, hasta la Planta Incahuasi (CPF). Los resultados preliminares de esta actividad permitieron programar la perforación de los pozos ICS-2 e ICS-3, ICS-5 (proyecto en ejecución) e ICS-4 (en tramitación de licencia ambiental), por lo cual, se tiene 86

89 planificado el TENDIDO DE LÍNEAS DE RECOLECCIÓN E INSTALACIÓN DE LAS FACILIDADES PARA LOS POZOS ICS-3, ICS-4 E ICS-5. Con el objetivo de Transportar los hidrocarburos producidos por la explotación de los pozos ICS-3, ICS-4 e ICS-5 hasta la Planta Incahuasi (CPF). El proyecto estará ubicado en el Bloque Ipati, municipio de Lagunillas, sector de la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz, aproximadamente a 20 km al noreste de la ciudad de Camiri y 7 Km al oeste de la población de Muyupampa. Proceso de Consulta y Participación: De acuerdo a la ley 3058, la ley 1333 y los DS y 2298 el Proceso de Consulta y Participación finalizo el 27 de Abril de 2017 con la firma de Validación de Acuerdos entre el Ministerio de Hidrocarburos y la TCO Alto Parapeti. Participaron del Proceso de Consulta y Participación todas las comunidades de la TCO Alto Parapeti; así como también el consejo de capitanes guaranís de Santa Cruz y la (Asamblea del pueblo guaraní) APG Nacional. PERFORACION EXPLORATORIA POZO JAGUAR X6 (SHELL BOLIVIA) Características del Proyecto: Shell Bolivia está planificando la perforación de un pozo exploratorio, que tendría como objetivo el de evaluar el potencial hidrocarburífero de formaciones del Sistema Devónico, los otros dos pozos formarían parte del programa de delineación del campo para evaluación del reservorio de tener resultado positivo. De encontrase reservas de gas, se procedería a su cuantificación y posteriormente a la elaboración de un plan de delimitación del campo y posterior desarrollo. La profundidad estimada para el primer pozo exploratorio es de 6000 m. Se considera a la Formación Huamampampa como objetivo principal, mientras que las formaciones Icla y Santa Rosa son consideradas como objetivos secundarios. En caso de que el proyecto sea exitoso o se vea necesario, se procederá a la perforación de otros pozos exploratorios con características similares al primero. Shell Bolivia está en proceso de planificación de un pozo de exploración denominado Jaguar (JGR) X6 y se encuentra ubicado geopolíticamente dentro la jurisdicción del cantón San Diego Sud, municipio de Entre Ríos, Provincia O Connor del Departamento de Tarija. Proceso de Consulta y Participación: De acuerdo a la ley 3058, la ley 1333 y los DS y 2298 el Proceso de Consulta y Participación finalizo el 17 de abril de 2017 con la firma de Validación de Acuerdos entre el Ministerio de Hidrocarburos y la Comunidad Campesina de San Diego. Participaron del Proceso de Consulta y Participación la Comunidad Campesina San Diego. EMPRESA YPFB CASA MATRIZ EXPLORACIÓN SÍSMICA 2D EN EL ÁREA DE SAN TELMO (TARIJA). Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), en el marco de sus actividades exploratorias, tiene planificado llevar a cabo el proyecto Exploración Sísmica 2D en el Área San Telmo (Tarija), con la finalidad de evaluar el potencial hidrocarburífero de la zona. El Proyecto se encuentra ubicado en el departamento de Tarija, Provincia Arce, Municipios de Padcaya y Bermejo. Específicamente dentro del área reservada a favor de YPFB San Telmo, el cual comprende una superficie aproximada de ,4 Ha, en el marco del Decreto N La importancia de efectuar estudios que ayuden a confirmar o descartar la presencia de acumulaciones de hidrocarburos de interés económico en el área San Telmo Sur, es fundamental para ampliar la frontera de exploración en el país, sumado a la necesidad y prioridad de YPFB de concretar nuevos descubrimientos de hidrocarburos tanto líquidos como gaseosos, es por esta razón que se propone en el presente proyecto realizar adquisición sísmica 2D, en esta área. Proceso de Consulta y Participación: De acuerdo a la ley 3058, la ley 1333 y los DS y 2298 el Proceso de Consulta y Participación finalizo el 25 de junio de 2017 con la firma de Validación de Acuerdos entre el Ministerio de Hidrocarburos y 87

90 las comunidades campesinas de Padcaya y Bermejo. Participaron del Proceso de Consulta y Participación todas las comunidades EMPRESA YPF SÍSMICA CHARAGUA 3D, SANTA CRUZ - BOLIVIA Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), por una parte y YPF Exploración Producción de Hidrocarburos de Bolivia S.A. (YPF E&P BOLIVIA S.A. )por otra, en el marco de la normativa legal vigente en el Estado Plurinacional de Bolivia, acordaron los términos y condiciones del contrato de servicios petroleros para la Exploración y Explotación en áreas reservadas a favor de YPFB para el Área Charagua, contrato suscrito con las empresas mencionadas con la respectiva autorización de la Asamblea Legislativa Plurinacional. En este contexto, YPF E&P BOLIVIA S.A. tiene previsto realizar el proyecto de Sísmica Charagua 3D, con la finalidad de obtener información sísmica del subsuelo que permita identificar una estructura geológica prospectable en la porción central del bloque Charagua. Con el objeto de brindar un acceso transparente y responsable a la información en el ámbito ambiental (según los lineamientos establecidos en la normativa ambiental boliviana), sobre el proyecto Sísmica Charagua 3D, Santa Cruz - Bolivia, se pone a consideración el presente Documento de Información Pública. El objetivo del Proyecto es ejecutar un programa de adquisición sísmica 3D en la porción central del bloque Charagua para localizar y evaluar estructuras geológicas con potencial hidrocarburíferos, en acumulaciones comerciales. Los datos que sean adquiridos en este levantamiento sísmico serán procesados e interpretados y de conseguirse delinear estructuras prospectivas, se propondrá la perforación de pozos con la finalidad de descubrir, desarrollar y explotar reservas comerciales de hidrocarburos. Proceso de Consulta y Participación: De acuerdo a la ley 3058, la ley 1333 y los DS y 2298 el Proceso de Consulta y Participación finalizo el 11 de Abril de 2017 con la firma de Validación de Acuerdos entre el Ministerio de Hidrocarburos y la TCO Charagua Norte, TCO Kaaguasu, TCO GKK. Participaron del Proceso de Consulta y Participación todas las comunidades de la TCO Alto Parapeti; TCO Charagua, TCO GKK así como también el consejo de capitanes guaranís de Santa Cruz y la (Asamblea del pueblo guaraní) APG Nacional. EMPRESA TOTAL E&P PROYECTO DE PERFORACIÓN DEL POZO NCZ-F-G, BLOQUE AZERO Total, E&P Bolivie, tiene como uno de sus proyectos de exploración y explotación hidrocarburífera el proyecto de Perforación del Pozo NCZ-F-G Bloque Azero, el cual se localiza entre las provincias Boeto, Tomina, Hernando Siles, Vallegrande y Cordillera de los departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca. Tiene una superficie total de hectáreas y un total de parcelas, para sus áreas de operaciones se encuentra en la jurisdicción del municipio de Lagunillas perteneciente a la provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. La exploración de Bloque Azero fue autorizada por YPFB el 17 de octubre de 2012 y avalada por la Ley Nº 379, emitida el 17 de mayo de 2013, donde la Asamblea Legislativa Plurinacional autoriza la suscripción del Contrato de Servicios Petroleros para continuar con la exploración de potenciales hidrocarburíferos en las áreas que tiene bajo contrato de Servicios Petroleros viene analizando las mejores alternativas para incursionar dentro del Bloque Azero. Teniendo como objetivo Realizar la evaluación e investigación profunda de yacimientos de hidrocarburos en el Bloque Azero, mediante la perforación de un pozo exploratorio que tendrá como objetivo principal la exploración del reservorio Huamampampa y como objetivo secundario la exploración del reservorio Santa Rosa. Proceso de Consulta y Participación: De acuerdo a la ley 3058, la ley 1333 y los DS y 2298 el Proceso de Consulta y Participación finalizo el 20 de Junio de 2017 con la firma de Validación de Acuerdos entre el Ministerio de Hidrocarburos y la TCO Alto Parapeti. Participaron del Proceso de Consulta y Participación todas las comunidades de la TCO Alto Parapeti; así como también el consejo de capitanes guaranis de Santa Cruz y la (Asamblea del pueblo guaraní) APG Nacional. 88

91 a) Programación Segundo Semestre El Viceministerio de Planificación y Desarrollo Hidrocarburifero en el segundo semestre ejecutara: b) Conclusiones (VMPDH) El primer semestre se ha cumplido con la elaboración de los instrumentos de planificación, tanto estratégica como institucional. Se ha cumplido con la evaluación de Instrumentos de Regulación de Alcance Particular (IRAP s) que permiten la viabilización de Licencias Ambientales y la ejecución de los Proyectos Energéticos del País. Se llevaron a cabo los procesos de Consulta y Participación, en Proyectos Hidrocarburíferos para el desarrollo del País. Se participó activamente en los Organismos Internacionales de Cooperación e Integración Energética. 89

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93 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 91

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95 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión La Guerra del Chaco, un conflicto originado por el control del Chaco Boreal y la supuesta existencia de petróleo en esa región, fue el marco que rodeó la creación de YPFB. En efecto, el cese de hostilidades dejó al descubierto una serie de estructuras corruptas e ineficientes que demandaban un cambio urgente. Así fue como, el 21 de diciembre de 1936, el Gobierno del Cnl. David Toro, asesorado por Don Dionisio Foianini y el Tcnl. Germán Busch, promulga el Decreto de creación de YPFB. Durante la década de los años 40, pese a la inestabilidad política, YPFB obtiene un gran impulso de la mano del Presidente Gualberto Villarroel, quien apoya la construcción de refinerías, oleoductos e importante infraestructura para la comercialización de los productos de la empresa. En 1969, durante el gobierno de Alfredo Ovando Candia, se produce la segunda nacionalización de los hidrocarburos, entregados en concesión a través del Código del Petróleo a la compañía norteamericana Gulf Oil. Mediante un decreto ley, la nacionalización es impulsada por Marcelo Quiroga Santa Cruz, Ministro de Minas y Petróleo. El responsable del control y toma de los campos petrolíferos de la petrolera es el general Juan José Torres, posteriormente electo como Presidente de la República de Bolivia. Durante el proceso de capitalización de la empresa, conducido por Gonzalo Sánchez de Lozada a partir de 1996, YPFB es literalmente desmembrada en empresas de capitales privados (Andina, Chaco, Petrobras y Transredes, capitalizada por la quebrada norteamericana Enron), que le pagan al país un magro 18% en concepto de regalías. Esta situación, que inicialmente es disimulada por el ingreso de importantes montos de inversión extranjera, provoca luego un creciente malestar social que finalmente explota durante el segundo gobierno de Sánchez de Lozada en los sucesos sangrientos de febrero y octubre del 2003, donde el pueblo sale a las calles a protestar y es duramente reprimido. Las muertes de más de 70 personas en esas jornadas trágicas signan su renuncia e inmediata fuga a los Estados Unidos. En 2004, el Presidente Carlos Mesa convoca a un referéndum vinculante cuyo contenido hace referencia específica a la propiedad de los hidrocarburos, a la derogación de la Ley de Hidrocarburos promulgada por Sánchez de Lozada, y a la refundación de YPFB. El referéndum es aprobado por una mayoría aplastante. El Congreso aprueba una nueva Ley de Hidrocarburos gravando la producción con 32% de impuestos, pero manteniendo las regalías en 18%. Mesa se niega a ratificar la Ley y los movimientos sociales exigen la nacionalización total de los hidrocarburos. La crisis política desatada termina por provocar la renuncia del Presidente a su cargo. Luego de un Gobierno de transición encabezado por el Dr. Eduardo Rodríguez Veltzé, Evo Morales Ayma asume la Presidencia de la Nación luego de una victoria inédita en Elecciones Generales, apoyado por más del 54% de los votos. El 1º de mayo de 2006, el Presidente Evo Morales nacionaliza los hidrocarburos recuperando su propiedad para los bolivianos. YPFB renace y el 29 de octubre se firman nuevos contratos con las compañías petroleras privadas estableciendo hasta el 82% de regalías en favor del Estado boliviano, en la mejor negociación lograda jamás para el país. Visión y Misión de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos orienta sus operaciones, así como sus actividades en dos conceptos fundamentales: MISIÓN Operar y desarrollar la cadena de hidrocarburos, garantizando el abastecimiento del mercado interno, el cumplimiento de los contratos de exportación y la apertura de nuevos mercados, generando el mayor valor para beneficio de los bolivianos. VISIÓN Corporación estatal de hidrocarburos, pilar fundamental del desarrollo de Bolivia, reconocida como un modelo de gestión eficiente, rentable y transparente, con responsabilidad social y ambiental y presencia internacional 93

96 b) Objetivos YPFB articula su accionar dentro de la cadena hidrocarburifera a través de los siguientes objetivos estratégicos: 1. Descubrir volúmenes de hidrocarburos para desarrollar en el país. 2. Garantizar la producción de hidrocarburos para cumplir con la demanda del mercado interno y los compromisos de exportación. 3. Contar con las facilidades necesarias para cumplir con el abastecimiento de mercado interno y la exportación de excedentes de hidrocarburos líquidos y gas natural. 4. Consolidar el uso de gas natural en el mercado interno. 5. Garantizar el abastecimiento de gas natural para el mercado interno y exportar excedentes. 6. Garantizar el abastecimiento de hidrocarburos líquidos para el mercado interno y exportar excedentes. 7. Industrializar el gas natural, para proveer de líquidos energéticos y petroquímicos al mercado interno y exportar excedentes. 8. Desarrollar mercados para los productos de la industrialización y el GLP e incentivar su consumo. 9. Implementar un nuevo modelo de gestión empresarial corporativo. 10. Asegurar que los proyectos de inversión priorizados cuenten con financiamiento para su ejecución. c) Estructura organizacional La obtención de los objetivos antes descritos es lograda por YPFB a través de la construcción de un diseño organizacional moderno que permite a la empresa lograr de manera adecuada los objetivos, así como sus metas en bien de todos los bolivianos, para este efecto YPFB constituye su domicilio legal en la ciudad de La Paz, con la atribución de establecer oficinas en cualquiera de los departamentos, también está facultada para la apertura de sucursales y representaciones en el exterior del país. En este marco, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), está organizada por un Directorio, una Presidencia Ejecutiva con base en la ciudad de La Paz, dos Vicepresidencias, Vicepresidencia Nacional de Operaciones con sede en la ciudad de Santa Cruz, y Vicepresidencia de Administración de Contratos y Fiscalización, con sede en la provincia Gran Chaco del Departamento de Tarija YPFB también cuenta con Gerencias y Direcciones que componen el Centro Corporativo y también con Unidades de Negocio que constituyen el brazo operativo de la empresa. Con este diseño organizativo sienta presencia y soberanía sobre los hidrocarburos en todo el territorio nacional. A continuación, se muestra la Estructura Organizativa de YPFB Corporación. 94

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98 ii. Evaluación POA Resultados Físicos alcanzados en el primer semestre de la Gestión 2017 Respecto a las metas programadas para la gestión 2017, YPFB ha logrado un importante avance en el logro de sus objetivos, que coadyuvan al desarrollo de nuestra nación. A continuación, se muestran las principales metas trazadas y sus resultados logrados al cierre del primer semestre del año en curso Principales Resultados Programados y Alcanzados en la Actividad Exploratoria En el desarrollo de las actividades de Exploración de hidrocarburos, en el primer semestre de la gestión 2017 se lograron los siguientes resultados físicos: Resultados Programados y Alcanzados en la Actividad Exploratoria Tipo de Actividad Meta 2017 Resultados a Junio Empresa Proyecto YPFB Casa Matriz La Muela X1 (LML-X1) 10 Pozos Concluidos 5 Pozos Concluidos YPFB Chaco YPFB Andina Katari X4 (KTR-X4 Patujú WX1 (PTJ-WX1) Patujú X5 (PTJ-X5 Repsol Huacaya 2 (HCY-2) Bulo Bulo Bloque Bajo X1 (BBL-BB-X1) Pozos Exploratorios 8 Pozos en Ejecución Estudios Concluidos 5 Pozos en Ejecución 6 Pozos en Obras Civiles Iniciales 1 Estudio Concluido YPFB Chaco Pluspetrol Repsol YPFB Casa Matriz YPFB Chaco YPFB Andina YPFB Andina YPFB Casa Matriz Humberto Suarez Roca 12D (HSR-12D) Colorado X3 (COL-X3) (Dorado Centro X1) Tacobo X1001 ST (TCB-X1001 ST) Boyuy X2 (BUY-X2) Villamontes X7 (VMT-X7) Yarará X1 (YRA-X1) Sipotindi X1 (SIP-X1) Los Monos X12 (LMN-X12) Dorado Sur X1006 (DRS-X1006) Rio Grande X1001 (RGD-X1001) Sararenda (Sísmica 2D concluida) Nueva Esperanza Rio Beni Fase II Altiplano Norte Estudios Sísmicos 8 Estudios en ejecución 8 Estudios en ejecución YPFB Chaco YPFB Andina Carohuaicho 8C Carohuaicho 8B Oriental BGB (Shell) Huacareta GTLI El Palmar Estudios en actividades previas YPFB Casa Matriz San Telmo Aguaragüe Norte La Guardia 96

99 Tipo de Actividad Meta 2017 Resultados a Junio Empresa Proyecto 10 Estudios Concluidos 3 Estudios Concluidos YPFB Casa Matriz YPFB Chaco Geoquímica Subcuenca Roboré Geoquímica Altiplano Norte Magnetotelúrica Carohuaicho 8A Magnetotelúrica Subandino Norte Estudios de Geología y Geofísica 1 Estudio en ejecución 4 Estudios en ejecución YPFB Casa Matriz Magnetotelúrica Subandino Sur Aerogravimetría Aeromagnetometría Subcuenca Roboré Aerogravimetría Aeromagnetometría Cuenca del Altiplano Fuente: YPFB a) Pozos Exploratorios En la actividad exploratoria, al primer semestre de 2017, se concluyó con la perforación de 5 pozos exploratorios (1 iniciado en 2015 y 4 en 2016), de los cuales 1 pozo será puesto en producción en septiembre de 2017, 1 pozo se prepara para estimulación ácida y 3 pozos fueron abandonados. El detalle de los resultados en cada pozo exploratorio es el siguiente: Pozos Exploratorios Concluidos Pozo Inicio de Actividades Estado La Muela X1 01/12/2016 Abandono y desmovilización del equipo de perforación del pozo (Profundidad 2065 m) Patujú X5 12/2016 Finalizaron las operaciones con el abandono del pozo por la presencia de agua en la formación (Profundidad 2299 m) Katari X4 11/2016 Finalizaron las operaciones con el abandono del pozo (Profundidad 4802 m) Patujú WX Se concluyeron las operaciones de terminación del pozo en las formaciones Yantata y Cajones y se prepara para estimulación ácida (Profundidad 2284 m) Huacaya 2 ST 05/03/2017 Concluyeron las operaciones de terminación del pozo en la formación Huamampampa H3; se espera la puesta en producción para el mes de septiembre de la presente gestión. (Profundidad 6378 m) Fuente: YPFB Por otra parte, se continúa con la ejecución de 5 pozos (1 iniciado en 2015, 1 en 2016 y 3 en 2017) y se están realizando Obras civiles iniciales (caminos de acceso y planchadas) para 6 pozos. El detalle de los resultados en cada pozo exploratorio se resume a continuación: Pozos Exploratorios en Ejecucion Pozo Inicio de Actividades Estado Bulo Bulo Bloque Bajo X1 18/10/2016 Continúa con la perforación en la Fase de 8 1/2 pulgadas (Profundidad m). Humberto Suarez Se perfora la Fase de 8 1/2 pulgadas (Profundidad m) 07/06/2017 Roca Colorado X3 19/04/2017 Se encuentra en etapa de perforación de la Fase de 8 1/2 pulgadas (Profundidad 3633 m) Tacobo X1001 ST 25/06/2017 Se iniciaron las operaciones de terminación del pozo, para posteriormente realizar la terminación (Profundidad 6802 m) Boyuy X2 01/05/2017 DTM 1 del equipo de perforación 100% desmontaje, 100% traslado y 49% montaje. Villamontes X7 09/11/2016 Avance del 96,90% en la construcción de camino y planchada Yarará X1 20/12/2016 Avance del 95,35% en la construcción de camino y planchada Sipotindi X1 09/11/2016 Avance del 59,01% en la construcción de camino y planchada Los Monos X12 20/04/2017 Avance del 36,6%. En la construcción de camino y planchada. Dorado Sur X /05/2017 Avance del 40,9%. En la construcción de camino y planchada. 97

100 Río Grande X /2017 Se finalizó al 100% las obras civiles para la construcción de camino y plancha Se inicia el DTM en el mes de julio de Fuente: YPFB b) Estudios Sísmicos Al mes de junio de 2017 se concluyó 1 Estudio Sísmico 2D, están en ejecución 7 Estudios Sísmicos 2D (5 en adquisición y 2 en procesamiento e interpretación) y 1 Estudio Sísmico 3D (en adquisición); así también, 3 estudios se encuentran en actividades de licenciamiento ambiental para el inicio de la adquisición Sísmica 2D. Las sísmicas ejecutadas durante el primer semestre 2017, se detallan a continuación: Sísmica 2D Sararenda, YPFB Andina finalizó en la gestión 2016 las operaciones de adquisición de 430,95 km. de líneas sísmicas 2D; hasta el mes de abril de 2017 se concluyeron los trabajos de procesamiento e interpretación de la información sísmica. Sísmica 2D en la Cuenca Madre de Dios zona Nueva Esperanza, YPFB Casa Matriz alcanzó un avance del 100% en la adquisición sísmica 2D del área en el mes de febrero de 2017, finalizando las actividades de: movilización, topografía (1.007,9 km), perforación ( puntos de disparo), registro, restauración y desmovilización. A mediados del mes de mayo de 2017, se finalizó al 100% el procesamiento de las líneas sísmicas 2D; hasta el mes de junio se alcanzó un avance en la interpretación de datos sísmicos del 83%. Sísmica 2D Fase II Rio Beni, YPFB Casa Matriz inició las actividades operativas del proyecto el 13 de septiembre de 2016; al mes de junio de 2017, se alcanzaron los siguientes avances parciales en la adquisición sísmica 2D del área: 100% movilización, 100% construcción campamento base, 100% topografía (717 km), 100% geoquímica, 82% perforación ( puntos de disparo) y 38% registro. Sísmica 2D Altiplano Norte, YPFB Casa Matriz inició las actividades operativas del proyecto el 21 de noviembre de 2016; al mes de junio de 2017, se alcanzaron los siguientes avances parciales en la adquisición sísmica 2D del área: 100% movilización, 100% construcción campamento base, 97,83% topografía (414,18 km), 58,21% perforación ( puntos de disparo) y 18,76% registro. Sísmica 2D Carohuaicho 8B, YPFB Andina inició el proyecto el 9 de febrero 2017; al mes de junio de 2017 se encuentra en la etapa de adquisición sísmica con los siguientes avances parciales: 100% movilización, 100% construcción campamento base, 20% levantamiento geológico, 79% topografía y se iniciaron los trabajos de perforación. Sísmica 2D Oriental, YPFB Andina inició el proyecto el 9 de febrero 2017; al mes de junio de 2017 se encuentra en la etapa de adquisición sísmica y se cuenta con los siguientes avances parciales: 100% movilización, 100% construcción campamento base, 26% levantamiento geológico y 1% topografía. Sísmica 2D Carohuaicho 8C, YPFB Chaco inició el proyecto el 9 de febrero 2017 conjuntamente a las sísmicas de Carohuaicho 8B y Oriental; al mes de junio de 2017 se encuentra en la etapa de adquisición sísmica y se cuenta con los siguientes avances parciales: 100% movilización, 100% construcción campamento base, 26% levantamiento geológico, 89% topografía y se iniciaron los trabajos de perforación. Sísmica 2D Huacareta, la empresa operadora BGB (Shell) concluyó el 28 de febrero 2017 con la adquisición de 701,5 km de líneas sísmicas 2D; al mes de junio de 2017 el proyecto se encuentra en etapa de procesamiento con un avance del 99% e interpretación con un avance del 66%. Sísmica 3D El Palmar, la empresa operadora GTLI en el mes de mayo de 2017 inició los trabajos de adquisición sísmica 2D, finalizando al mes de junio los siguientes trabajos: movilización, construcción campamento base, topografía, perforación y registro; quedando pendientes las actividades de remediación. Sísmica 2D San Telmo, YPFB Casa Matriz al mes de junio de 2017 se encuentra a la espera de la aprobación del Estudio de Evaluación de Impacto Ambiental (EEIA) por parte del Ministerio de Hidrocarburos (MH) y el Ministerio de Medio Ambiente y Aguas (MMAyA), para el inicio de las actividades de adquisición sísmica 2D en el mes de julio de

101 Sísmica 2D La Guardia, el proyecto de YPFB Casa Matriz se encuentra en actividades de Consulta y Participación a través del Ministerio de Hidrocarburos para la obtención de la licencia ambiental; asimismo, se cuenta con la empresa contratada para la adquisición y el procesamiento sísmico 2D. Sísmica 2D Aguaragüe Norte, el proyecto de YPFB Casa Matriz se encuentra en actividades de Consulta y Participación a través del Ministerio de Hidrocarburos para la obtención de la licencia ambiental; asimismo, se cuenta con la empresa contratada para la adquisición y el procesamiento sísmico 2D. c) Estudios de Geología y Geofísica Al primer semestre de la presente gestión, se concluyeron 3 Estudios de Geología y Geofísica (1 Magnetotelúrica y 2 Geoquímicas) y están en ejecución 4 Estudios (2 Magnetotelúricas y 2 Aerogravimetría Aeromagnetometría). Se resumen a continuación los resultados de los Estudios de Geología y Geofísica: Geoquímica Altiplano Norte, YPFB Casa Matriz el 24 de noviembre de 2016 inició los trabajos de adquisición Geoquímica; el 24 de marzo de 2017 finalizó el avance del proyecto, alcanzando un 100% en las actividades de adquisición y análisis (719 muestras). Geoquímica Subcuenta Robore, el 24 de noviembre de 2016 YPFB Casa Matriz inició las operaciones de adquisición Geoquímica; alcanzando al mes de junio de 2017 un avance físico del 76%, con los siguientes avances parciales: movilización 100%, adquisición 100% ( muestras) y análisis 99%; faltando por concluir la etapa de interpretación. Magnetotelúrica Carohuaicho 8A, YPFB Chaco finalizó en el mes de julio de 2016 con la adquisición de 400 estaciones magnetotelúricas; asimismo, en el mes de enero de 2017 se concluyó con el procesamiento e interpretación magnetotelúrica. Magnetotelúrica Subandino Norte, el 23 de noviembre de 2017 YPFB Casa Matriz inició los trabajos de adquisición magnetotelúrica; alcanzando al primer semestre de 2017 un avance físico del 26%, con los siguientes avances parciales: movilización 100%, adquisición 31% (934 estaciones) y procesamiento 26%. Magnetotelúrica Subandino Sur, YPFB Casa Matriz el 22 de noviembre de 2017 inició las operaciones de adquisición magnetotelúrica; alcanzando al primer semestre de 2017 un avance físico del 37%, con los siguientes avances parciales: movilización 100%, adquisición 44% (1.018 Estaciones) y procesamiento 38%. Aerogravimetría - Aeromagnetometría Subcuenta Roboré, el 24 de enero de 2017 YPFB Casa Matriz inició el proyecto, alcanzando al mes de junio 2017 un avance físico del 67%, con los siguientes avances parciales: movilización 100%, adquisición 100% ( km) y procesamiento 80%. Aerogravimetría - Aeromagnetometría Cuenca del Altiplano, YPFB Casa Matriz el 10 de abril de 2017 inició el proyecto, alcanzando al mes de junio 2017 un avance físico del 7%, con los siguientes avances parciales: movilización 100% y adquisición 12% (14.656,2 km) Principales Resultados Programados y Alcanzados en la Actividad de Explotación En las actividades de Explotación y desarrollo de hidrocarburos, en el primer semestre de la gestión 2017 se alcanzaron los siguientes resultados físicos: 99

102 Resultados Programados y Alcanzados en Explotación Tipo de Actividad Meta 2017 Resultados a Junio Empresa Proyecto Boquerón Norte 4D (BQN-N4D) YPFB Andina Boquerón Norte 5D (BQN-N5D) Boquerón Norte 10D (BQN-N10D) Río Grande 1009D ST (RGD-1009D ST) 21 Pozos Concluidos 10 Pozos Concluidos YPFB Chaco Junín 6 (JNN-06) Junín 7 (JNN-07) Dorado Sur 1002 ST (DRS-1002 ST) Petrobras Sábalo 6 (SBL-6), metros. Sábalo 14 (SBL-14) Repsol Huacaya 2 (HCY-2) Pozos de Desarrollo 2 Pozos en Ejecución 4 Pozos en Ejecución YPFB Chaco YPFB Andina Colorado 2H (COL-2H) (Dorado Oeste 1003H) Caigua 13 (CAI-1003) Boquerón Norte 23D (BQN-N23D) Boquerón Norte 6D (BQN-N6D) Intervención Pozos Pozos Intervenidos 1 Pozo en ejecución 8 Pozos en Obras Civiles Iniciales 4 Pozos Intervenidos YPFB Chaco YPFB Andina Total Repsol YPFB Andina YPFB Chaco Matpetrol Bulo Bulo 19 (BBL-19) Colorado 4H (COL-4H) (Dorado Oeste 1007) Boquerón Norte 7D (BQN-N7D) Boquerón Norte 9 (BQN-N9) Río Grande 97D (RGD-97D) Río Grande 98D (RGD-98D) Incahuasi 5 (ICS-5) Margarita WD-2 (MWD-2) (Pozo agua) Yapacaní X4 (YPC-X4). Productor Yapacaní 27 (YPC-27). Productor Dorado Sur 1002 (DRS-1002). Tatarenda 7 (TTR-7). Productor Santa Rosa 10 (SRS-10) Pozos en Obras Civiles iniciales YPFB Chaco Caigua X1001D (CAI-X1001D) Bulo Bulo 13 (BBL-13) San Ignacio X1 (SIG-X1) Fuente: YPFB a) Pozos de Desarrollo Al primer semestre de la gestión 2017, se concluyó con la perforación de 10 pozos de desarrollo (2 iniciados en 2015, 3 en 2016 y 5 en 2017); de los cuales 9 son productores y 1 se encuentra realizando pruebas de producción. El detalle de los resultados en cada pozo de desarrollo se detalla a continuación: Pozo Junín 06 (JNN-06), YPFB Chaco inició la perforación del pozo el 19 de enero de 2017, alcanzando una profundidad de m; posteriormente, se bajó arreglo de terminación dual para producir de las formaciones Petaca, Cajones y Yantata, finalizando las operaciones en el pozo el 23 de marzo de Pozo Junín 07 (JNN-7), el 27 de marzo de 2017 YPFB Chaco inició la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m; el 30 de mayo de 2017 culminaron las operaciones en el pozo, bajando un arreglo de terminación con empaque de grava para producir de la formación Petaca, Pozo Dorado Sur 1002 ST (DRS-1002 ST), debido a que no se tuvo éxito en una intervención 100

103 previa al pozo, el 15 de febrero de 2017 YPFB Chaco inició la perforación Side Track del pozo, alcanzando una profundidad de metros; luego, se bajó un arreglo de terminación simple selectivo para producir de las formaciones Guanacos y Mora, concluyendo el 20 de abril de 2017 las operaciones en el pozo. Pozo Boquerón Norte 4D (BQN-N4D), en diciembre de 2016 YPFB Andina inició la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m; el 27 de junio de 2017 finalizaron las operaciones en el pozo, bajando un arreglo de terminación simple para producir la de formación Yantata. Pozo Boquerón Norte 5D (BQN-N5D), YPFB Andina el 11 de febrero inició la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m; posteriormente, se bajó arreglo de terminación simple para producir la de formación Yantata, concluyendo el 18 de abril de 2017 las operaciones en el pozo. Pozo Boquerón Norte 10D (BQN-N10D), el 04 de marzo de 2017 YPFB Andina inició la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m; el 15 de mayo de 2017 finalizaron las operaciones en el pozo, bajando un arreglo de terminación simple en la formación Cajones, donde se evaluará el pozo mediante pruebas de producción. Pozo Río Grande 109D ST (RGD-109D ST), YPFB Andina inició la perforación Side Track del pozo en octubre de 2016, alcanzando una profundidad de metros; a continuación, se bajó arreglo de terminación simple para producir de la formación Iquiri, finalizando las operaciones en el pozo el 20 de abril de Pozo Huacaya 2 (HCY-2), la empresa operadora Repsol finalizó en el mes de noviembre de 2016 la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de profundad de m. El 1ro de mayo de 2017 se finalizó con éxito la terminación del pozo, se espera su puesta en producción para el mes de septiembre de la presente gestión. Pozo Sábalo 6 (SBL-6), en abril de 2016 la empresa operadora Petrobras inició la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m; el 31 de marzo de 2017 finalizaron las operaciones en el pozo, realizando la terminación en la formación Huamampampa, se prevé la puesta en producción para la gestión Pozo Sábalo 14 (SBL-14), la empresa operadora Petrobras concluyó la perforación del pozo en diciembre de 2016, alcanzando una profundidad de m; se realizó la terminación del pozo en la formación Huamampampa, culminando el 7 de enero de 2017 las operaciones en el pozo. Asimismo, el 10 de febrero de 2017 se pone en producción temprana el pozo con un caudal inicial de 40 MMpcd. Al mes de junio de 2017, se continúa con la ejecución de 4 pozos (2 iniciados en 2016 y 2 en 2017) y se están realizando Obras civiles iniciales (caminos de acceso y planchadas) para 8 pozos. El detalle de los resultados en cada pozo de desarrollo se resume a continuación: Pozo Caigua 13 (CAI-13), YPFB Chaco inició en diciembre de 2016 la perforación del pozo, donde se necesitó hacer un Side Track 1 geológico, alcanzando una profundidad de m. A fines del mes de junio el pozo se encuentra en operaciones de terminación en la formación Santa Rosa Pozo Colorado 2H (COL-2H), también denominado Dorado Oeste (DRO-1003H), desde el mes de octubre de 2016 YPFB Chaco realiza la perforación del pozo. Al mes de junio de 2017, se realiza la perforación Side Track en la fase de 6 pulgadas, alcanzando una profundidad de m. Pozo Boquerón Norte 6D (BQN-N6D), YPFB Andina inició el 27 de junio de 2017 el DTM del equipo de perforación desde el pozo BQN-N4D, alcanzando a finales del mes de junio un avance de 100% en el desmontaje y traslado, quedando pendiente solamente el montaje. Pozo Boquerón Norte 23D (BQN-N23D), el 18 de junio de 2017 YPFB Andina finalizó la perforación del pozo, alcanzando una profundidad de m. Al cierre del primer semestre 2017 el pozo se encuentra realizando operaciones de terminación en la formación cajones. 1 Side Track: Perforación de pozo de re-entrada para desviar la trayectoria original 101

104 Pozo Bulo Bulo 19 (BBL-19), YPFB Chaco tiene la planchada concluida al 100%. Pozo Río Grande 97D (RGD-97D), YPFB Andina finalizó al 100% la construcción del camino y planchada. Pozo Río Grande 98D (RGD-98D), YPFB Andina finalizó al 100% la construcción del camino y planchada. Pozo Colorado 4H (COL-4H), también denominado Dorado Oeste 1007 (DRO-1007), YPFB Chaco tiene un avance de 95% en la construcción de camino y planchada. Pozo Boquerón Norte 7D (BQN-N7D), YPFB Andina al primer semestre de 2017 tiene un avance de 97% en la construcción de camino y planchada. Pozo Boquerón Norte N9 (BQN-N9), YPFB Andina al mes de junio de 2017 tiene un avance de 35% en la construcción de camino y planchada. Pozo Incahuasi 5 (ICS-5), la empresa operadora Total al mes de junio de 2017 tiene un avance de 73% en la construcción de camino y planchada. Pozo Margarita WD-2 (MWD-2), la empresa operadora Repsol al primer semestre de 2017 tiene un avance del 17% en la en la construcción de camino y planchada para el pozo de disposición de agua. b) Intervención de Pozos En cuanto a la intervención de pozos, en el primer semestre 2017 se concluyó la intervención de 4 pozos (2 iniciados en 2016 y 2 en 2017), se están ejecutando obras civiles para la intervención de 4 pozos más. Los resultados de cada pozo se detallan a continuación: Pozo Dorado Sur 1002 (DRS-1002), en noviembre de 2016 YPFB Chaco inició la intervención del pozo; finalizando el 5 de enero de 2017 con resultados negativos, motivo por el cual se realizó el Side Track al pozo descrito en la sección de pozos de desarrollo. Pozo Yapacaní X4 (YPC-X4), YPFB Andina inició en diciembre de 2016 la intervención del pozo; finalizando el 13 de febrero de 2017 con resultados positivos, poniendo en producción la formación Petaca. Pozo Yapacaní 27(YPC-27), el 14 de junio de 2017 YPFB Andina concluyó con éxito la intervención del pozo, poniendo en producción la formación Roboré I. Pozo Tatarenda 7 (TTR-7), la empresa operadora Matpetrol el 19 de junio de 2017 finalizó la intervención del pozo con resultados exitosos, poniendo en producción las formaciones La Yunta y Pacay. Pozo Santa Rosa 10 (SRS 10), YPFB Chaco tiene la planchada concluida al 100%. Pozo Caigua X1001D (CAI-X1001D), YPFB Chaco concluyó al 100% con el reacondicionamiento de la planchada. Bulo Bulo 13 (BBL-13), YPFB Chaco tiene la planchada concluida al 100%. San Ignacio X1 (SIG-X1), YPFB Chaco tiene un avance al mes de junio de 2017 de 33,7% en la adecuación de planchada. c) Construcción e Instalación Campo/Planta Finalmente, al cierre de los primeros seis meses de la gestión 2017, en lo que corresponde a construcciones e instalaciones en campos y plantas de procesamiento de gas natural, se tienen los siguientes proyectos relevantes: Facilidades del pozo Sábalo 14, el 30 de mayo de 2017 Petrobras llevó a cabo la puesta en marcha definitiva del proyecto, finalizando previamente al 100% las obras civiles, mecánicas y eléctricas. Línea Dorado Sur X1007, YPFB Chaco finalizó en el mes de mayo al 100% la construcción de la línea de recolección. 102

105 Ampliación de facilidades Junín Junín Este Santa Rosa West, YPFB Chaco finalizó al 100% el proyecto en el mes de junio de Electrificación Sábalo, Petrobras al mes de junio de 2017 finalizó con el montaje del motogenerador y Aeroenfriador; asimismo, concluyó con el tendido eléctrico de la Línea de Medio Tensión. Sistema de compresión Sábalo, la empresa operadora Petrobras concluyó con la ingeniería del proyecto e inició el proceso de licitación en el mes de junio de Sistema de Compresión Naranjillos, en el mes de abril se concluyó con la instalación de 3 compresores. Línea de recolección Huacaya 2, al mes de junio 2017 Repsol alcanzó un avance del 38% en la ingeniería, procura y construcción de la línea de flujo para habilitar la producción del pozo HCY-2 hasta el mes de septiembre. Ducto de interconexión intermedia M03 M05 y PTA, YPFB Andina en el campo Yapacaní presenta al primer semestre 2017 un avance de 68% en el proyecto. Facilidades de recolección Boquerón, al primer semestre de 2017 YPFB Andina muestra un avance del 54% en el proyecto. Línea Caigua La Vertiente, YPFB Chaco al mes de junio tienen un avance de 27% en la ingeniería, procura y construcción de la línea. Sistema de Disposición de agua Margarita, la empresa operadora Repsol al primer semestre 2017 tiene un avance del 51% en el proyecto. Protección Fire & Gas y Sistema contra incendios, Repsol en el campo Surubí tiene un avance físico del 72% en el proyecto. Planta Incahuasi Debottlenecking, la empresa operadora Total alcanzó al mes de junio de 2017 un avance de 42% en el proyecto, con 67% en la etapa de ingeniería básica; asimismo, el operador se encuentra en la fase final del estudio de cuello de botella que permita llegar hasta 9 MMmcd la producción del campo. Integración del sistema eléctrico Yapacaní, YPFB Andina tiene un avance del 77% en el proyecto al mes de junio de Readecuación Piping del sistema de descarga compresión gas de venta, YPFB Andina en el campo Sirari tiene un avance del 74% al mes de junio de 2017 en el proyecto. Planta de Amina Caigua, YPFB Chaco al primer semestre 2017 alcanzó un avance de 6% en el proyecto (avance en Ingeniería). Planta Dorado Ampliación de Planta Percheles, en el campo Percheles al mes de junio de 2017 YPFB Chaco tiene un avance de 16% en el proyecto Principales Resultados Programados y Alcanzados en Refinación A continuación, se detallan los resultados previstos y alcanzados al mes de junio Metas 2017 y Resultados Alcanzados al primer semestre de la Gestión 2017 YPFB REFINACIÓN SA PROYECTO META PROGRAMADA META ALCANZADA RCBA 2 - Nueva Red de Agua Contra Incendio Adjudicación e inicio de Ejecución del FEED-EPC 3 Lanzamiento de la licitación pública para la contratación del FEED-EPC Nueva Red de Agua Contra Incendio. 103

106 PROYECTO META PROGRAMADA META ALCANZADA Ingeniería de Diseño Concluida Avance Físico: 29% RCBA - Adecuación Parque GLP RCBA RCBA - Revamp Sistema de Vapor RSCZ 4 - Adecuación Parque de Esferas RSCZ - Hornos Platforming A-302 RSCZ-Destilación de Gasolina Natural Fase II Fuente: YPFB Procura: Llegada a sitio de los equipos principales y de los materiales del proyecto (Tubería, instr., etc.). Construcción: Avance en sistema de red contra incendio, sistema de bombeo y piping y sistema de drenaje y trabajos civiles. Adjudicación y conclusión del servicio de Ingeniería Conceptual Publicación de la licitación de Ingeniería Básica del proyecto. Ingenieria de diseño: Concluida Procura: Llegada a sitio de los equipos principales y de los materiales del proyecto (Tubería, instr., etc.). Construcción: Conclusión del Sistema RCI, Obras civiles de sistema de canales y pileta colectora, ampliación de SE eléctrica. Puesta en marcha de 4 nuevos hornos Platforming en el A-302. Conclusión del Servicio de Ingeniería Básica Extendida. Inicio de elaboración de pliego para la licitación del EPC del proyecto. ID: Emisión de documentos (Plot Plan General, Hojas de datos de equipos, etc.). Procura: Emisión de órdenes de compra de equipos (Materiales, Válvulas, etc.). Construcción: Inicio de obras civiles. En función a un análisis gerencial se cambió de estrategia de ejecución del proyecto con el fin de optimizar recursos y atender problemas operativos. En este sentido, para la gestión 2017 se tiene previsto el mantenimiento de calderas de vapor. Avance Físico: 50% ID: En etapa de cierre. Procura: emisión de órdenes de compra de equipos principales. Construcción: Pintado capa base esfera (3TK-2931), Excavación, tendido y soldadura de RCI entre otras. Avance Físico: 78% Llegada a sitio de los 4 Hornos y equipos principales para su instalación en la parada de planta a realizarse en julio Avance Físico: 6% Conclusión del Servicio de Ingeniería Básica Extendida. REFINERÍA GUILLERMO ELDER BELL (RSCZ): Los principales proyectos que se programaron en el año 2017 en la Refinería Guillermo Elder Bell de la ciudad de Santa Cruz son los siguientes: Nuevos Tanques de Almacenamiento (NUTANKS RSCZ): Objetivo del Proyecto: Incrementar y optimizar la capacidad de almacenaje para garantizar el despacho de productos, además de lograr un mayor número de días de autonomía para productos terminados e intermedios, en función a los proyectos de ampliación, permitiendo mayor flexibilidad operativa para la refinería Guillermo Elder Bell, que garantice su continuidad. Vista Nueva Esfera de GLP en RSCZ Estado Actual: El proyecto tiene un avance global del 98%, uno de los hitos más significativos realizado en el mes junio fue el pre comisionado de la nueva esfera de GLP 3TK Actualmente se encuentra en el cierre de la lista de pendientes para dar continuidad al comisionado y posteriormente a la puesta en marcha; con este último hito se cumplirá el alcance total del proyecto, mediante el cual se otorga a la refinería mayor capacidad de almacenamiento para productos finales de Gasolina Especial, GLP y productos intermedios como ser Isomerádo, Gasolina Media, Gasolina Liviana y Gasolina Natural. 104

107 Vista Nueva Esfera de GLP en RSCZ Fuente: YPFB Plan Director de Automatización Industrial RSCZ: Objetivo del Proyecto: Mejorar la precisión en las mediciones de los parámetros de procesos, a través de la implementación de un Sistema Digital de Control Distribuido DCS, la Modernización de la instrumentación, de señales neumáticas a señales analógicas y digitales la implementación de un sistema de detección fuego Fire and Gas, implementación de un circuito cerrado de TV CCTV, la implementación de Sistemas sobrellenado y Monitoreo de tanques y la optimización de proceso, que permitan asegurar la continuidad de las operaciones, incrementando la confiabilidad. Estado Actual: Este proyecto tiene varios subcomponentes. La Modernización del Sistema de Control de Compresores se tiene un avance acumulado de 88,64%, se tienen finalizadas las etapas de Ingeniería y Procura, en relación a las actividades constructivas se está priorizando el mantenimiento de la válvula de potencia 3CL-1201A, para completar montaje y posterior puesta en marcha de la consola de lubricación con Bomba principal 3CL En la Implementación de Sistemas de Detección de fuego y Fire and Gas e implementación de un circuito cerrado de TV CCTV, se tiene planificado cerrar documentación de ingeniería hasta finales de Julio, se están elaborando planos Red Mark 2 y relevamiento en obra en las distintas áreas que tiene como alcance el proyecto con el objetivo de repuntar en la revisión de los planos As Built para la entrega final de documentación, las órdenes de compra de equipos críticos ya se encuentran emitidas, algunos se encuentran en almacén de la contratista, otros equipos próximos a llegar, también se entregó monitores CCTV a la refinería. Montaje de Instrumentación para Sistemas F&G en Área 302 RSCZ Fuente: YPFB 2 Plano actualizado con las modificaciones realizadas durante la ejecución de una obra. 105

108 Hornos Platforming RSCZ: Objetivo del Proyecto: Restablecer la Integridad y mejorar la seguridad operativa de los Hornos del Área de Platforming (A-302), a través de una intervención oportuna con la construcción y montaje de cuatro (4) nuevos Hornos que reemplazarán a los actuales hornos 3H-1201, 3H-1202, 3H-1203 y 3H-1204 y serán montados sobre las fundaciones de concreto existentes Estado Actual: Uno de los hitos más significativos del proyecto, fue la llegada de los 4 nuevos hornos y la mayoría de los equipos hasta el mes junio, lo cual permite que el lunes 24 de Julio se inicie con las actividades del paro de planta para la Unidad de Platforming A-302, que tendrá una duración de 24 días, con lo cual se otorgará mayor confiabilidad operativa a la refinería. Actualmente el avance que se reporta es del 78%. Transporte de 3H-1201 a A-301 para pre-montaje Fuente: YPFB Adecuación Parque de Esferas RSCZ: Objetivo del Proyecto: Mejorar las actuales condiciones de operación de los parques de almacenaje de GLP de la Refinería Guillermo Elder Bell, otorgando mayor confiabilidad a la refinería en base a la norma API 2510 y 2510/A, y normas de seguridad, considerando lo relacionado a DCS, ESD, Medición Fiscal, F & G y CCM, en cumplimiento a la Resolución Administrativa ANH N 1950/2014 del 24 de Julio de 2014, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos Estado Actual: El proyecto de Adecuación del Parque de esferas se encuentra en un 50% de su avance global y actualmente se está cerrando la Ingeniería de Detalle y en la Inspección externa de las esferas, luego de haber puesto las órdenes de compra de los equipos principales y que son de mayor tiempo de procura en el proyecto. En construcción se avanzó en Pintado capa base esfera (3TK-2931), Excavación, tendido y soldadura de RCI 3 entre otras. Trabajos de Inspección y mantenimiento externa de las esferas de GLP en RSCZ Fuente: YPFB 3 Clasificación del tipo de soldadura con varillas de hierro fundido. 106

109 REFINERÍA GUALBERTO VILLARROEL (RCBA): Los principales proyectos que se programaron en el año 2017 en la Refinería Gualberto Villarroel de la ciudad de Cochabamba son los siguientes: Plan Director de Automatización Industrial (PDAI) RCBA: Objetivo del Proyecto: Modernización del sistema instrumentado de la Refinería Gualberto Villarroel y la instalación de un sistema digital de control distribuido (DCS). El Proyecto incluye la provisión de hardware, software y todos los servicios necesarios para la implementación y soporte del DCS. Estado Actual: Actualmente la cartera de proyectos del PDAI se encuentra ejecutando: Fire & Gas con un 92% de avance, Compresores con un 42% de avance, FEED ESD 4 con un 91% de avance y reportando para el mes de junio la finalización del proyecto del CCM 5 al 100%, lo cual, permitió realizar la Modernización (retrofit) de Centros de Control de Motores (bombas y otros) de baja tensión en Subestaciones eléctricas de la RCBA, con 400 cubicales aproximadamente, para fortalecer la seguridad, confiabilidad y disponibilidad de las instalaciones de la Refinería garantizando la continuidad operativa de la misma, además de fortalecer la seguridad del personal y la comunidad vecina. Entrega de Centro Integral de Control C.I.C. Fuente: YPFB Adecuación Parque de Esferas: Objetivo del Proyecto: Mejorar las actuales condiciones de operación de los parques de almacenaje de GLP de la Refinería Gualberto Villarroel, adaptando sus instalaciones a la normativa vigente en materia de seguridad industrial y protección de personas y medio ambiente e instrumentar la lógica de monitoreo y control. Estado Actual: Se está trabajando en el desarrollo de la Ingeniería de Detalle del proyecto, reportando un avance global del 29%, ya que en junio se dio inicio a las actividades de obras civiles del proyecto. Se tiene planificado continuar con el desarrollo del proyecto mediante la metodología de procura temprana para los equipos mayores que tienen un impacto significativo en el proyecto. Por otra parte, también se encuentra dentro de las actividades planificadas dar inicio a la inspección externa de las esferas, trabajando de forma coordinada con los demás copropietarios del parque y asegurando el cumplimiento a las normas API 2510 y 2510/A, y normas de seguridad. 4 Ingeniería inicial : Apagado de Emergencia 5 Centro de Control de Motores de Subestación Eléctrica 107

110 Trabajos de Inspección y mantenimiento externa de las esferas de GLP en RCBA Fuente: YPFB Nueva Línea de Producción en Lubricantes: YPFB Refinación desarrolló una nueva línea industrial de lubricantes, la cual cumple con requisitos técnicos, medioambientales y económicos superiores, con calidad certificada, elaborados con materias primas de alta calidad y aditivos producidos con tecnología de punta a nivel mundial. De esta manera, compresores, sistemas de intercambio de calor, volquetas, tractores grúas, retroexcavadoras, motores generadores, turbinas, etc., cuentan con productos que protegen y mejoran el rendimiento, así como la vida útil de sus equipos y componentes. A continuación, se detallan los nuevos productos: - LUB AOH: Antioxidante y Herrumbre - LUB ATB: Aceite para turbinas - LUB EPS: Engranajes industriales Extrema presión - LUB FTA: Fluido para tractores agrícolas - LUB FTT: Fluido para transferencia térmica - LUB HAD TP: Hidráulico antidesgaste Trabajo pesado - LUB FEP: Fluido para equipo pesado - LUB MEG: Fluido para motores estacionarios a Gas Natural - LUB MPN: Lubricante para perforadora neumática - LUB MTL: Aceite multitrapoidal - DIESEL MULTIGRADO TURBO: Aceites para motores a Diesel Principales Resultados Programados y Alcanzados en Transporte En la actividad de Transporte, se han alcanzado los siguientes resultados físicos, fruto del trabajo de las Empresas YPFB Transporte S.A., YPFB Transierra S.A. y Gas TransBoliviano S.A.: 108

111 Resultados Programados y Alcanzados en Transporte EXPANSIÓN CONTINUIDAD DE SERVICIOS PROYECTO META PROGRAMADA META ALCANZADA Gasoducto Incahuasi Cochabamba (GIC) Obtención de permisos socio ambientales. Adquisición de materiales e inicio de gestiones para la etapa de construcción. Expansión Gasoducto Sucre Potosí (GSP) Fase I Inicio de la construcción del Gasoducto Extensión Gasoducto Carrasco Yapacaní (GCY) Conclusión y puesta en marcha. Flexibilización GIJA Instalación Puente de Regulación y Medición (definitivo). Construcción de la Estación de Compresión Parapetí Conclusión y puesta en marcha. Ampliación de la Capacidad de Transporte de Poliductos (PCS, PVT, Inicio de Estudios de Ingeniería. PCSZ1). Seguridad Operativa. Los proyectos más relevantes son: a) Adecuación Parque de Esferas Fase II. b) SCI Arica. Medio Ambiente Continuidad Operativa. Optimización: Los proyectos más relevantes son: a) Inspección Instrumentada b) Mejoras Sistema Control Operaciones Terminal Santa Cruz. c) Medidores de Ultrasónicos - AQ MG-OPT. d) Construcción Cruce Río Pilcomayo. Infraestructura Base: a) Tanques Estaciones Doméstico. Proyectos Especiales: a) Integridad gasoducto GSCY Fase I. b) Equipos para Intervención de Ductos. c) Equipos y Herramientas para Mantenimiento de Ductos. d) Adecuación Poliducto OCOLP II - Fase 2. e) Renovación de unidades de bombeo (Fase 1) Poliductos. a) Pago por las certificaciones correspondiente a YPFB Transporte para las actividades de: Estudios de Ingeniería, Procura de Materiales y Construcción, dentro del Convenio que lidera YPFB Refinación para este proyecto. b) Conclusión y puesta en marcha Desarrollar proyectos para asegurar la atención de los aspectos medioambientales que hacen sostenible la operación. Asegurar la continuidad de las operaciones para proveer el servicio de transporte de hidrocarburos ininterrumpido. a) Ejecución del 60% del proyecto. b) Elaboración de la Ingeniería y Firma del contrato de construcción. c) Conclusión y puesta en marcha. d) Conclusión y puesta en marcha. a) Limpieza, reparación y mantenimiento de tanques. a) Atender el mantenimiento de los tramos críticos A (Fase 1) b) Adquisición de equipos. c) Adquisición de equipos y herramientas. d) Adjudicación y pago de anticipo de unidades de bombeo. e) Adjudicación y pago de anticipo de unidades de bombeo. Se obtuvo la aprobación de interés nacional por parte del MH. Se iniciaron actividades de construcción del proyecto. Se concluyó y puso en marcha el proyecto. Se concluyó y puso en marcha el proyecto habilitando el sistema de medición definitivo del proyecto. Se avanzan con actividades de obras civiles y mecánicas del proyecto. Los proyectos fueron redefinidos en su alcance bajo el criterio de optimización de activos, se tiene avance en gestiones de aprobación internas y externas. a) En proceso la elaboración del Convenio para la distribución de costos. b) En licitación del servicio de la construcción. 100% de los proyectos de Medio Ambiente en Estaciones y líneas ejecutados. 100% de los proyectos de Continuidad en Estaciones, líneas y obras civiles ejecutados a) En proceso de firma de contrato. b) Ingeniería Concluida, se prevé la firma del contrato en el mes de octubre. c) Se adjudicó la elaboración de la ingeniería para el diseño de los puentes de medición. d) Se concluyó la construcción de la variante, quedando pendiente la interconexión física al GASYRG. a) En proceso de elaboración de pliegos para el servicio de mantenimiento. a) Se adjudicó los servicios de mantenimiento y adquisición de tubería para las camisas de protección. b) En proceso de revisión de pliegos y proceso de licitación. c) En proceso de revisión de pliegos y proceso de licitación. d) Se concluyó la elaboración de las especificaciones técnicas y el informe para aprobación de Directorio se encuentra listo para su presentación. e) Se concluyó la elaboración de las especificaciones técnicas y el informe para aprobación de Directorio se encuentra listo para su presentación. 109

112 PROYECTO META PROGRAMADA META ALCANZADA a) Se ingresó el trámite en manos del Organismo Sectorial Competente. Se iniciaron las gestiones de coordinación con el SERNAP y la Dirección del Área Protegida. a) Renovación de la Licencia Ambiental b) Se inició el proceso de contratación del proyecto se llevó a cabo bajo la modalidad de contratación directa. Mantenimiento mayor de Compresores, grupos electrógenos, Micro turbinas; proyectos de seguridad operativa, optimización, infraestructura, proyectos especiales y otros proyectos menores ejecutados por GTB Fuente: YPFB b) Iniciar la Automatización de válvulas y generadores. c) Ejecución de Overhaul 5 sin fallas operativas en Estación Izozog. d) Overhaul Microturbinas realizado. e) Implementación de los Motores Slow Roll a las seis (6) unidades Titan 130S que se encuentran instaladas en las Estaciones Izozog, Chiquitos y Roboré. f) Overhaul Grupos electrógenos ejecutado al 100%. c) Inspección Semianual del Turbocompresor TC-5010 ejecutada. d) La compra de dos microturbinas y accesorios necesarios para la realización de los Overhaul fue adjudicado a la empresa Monelco. e) Se realizaron las gestiones necesarias para la recepción del equipo en los siguientes meses. f) El proyecto fue licitado y adjudicado a la empresa Finning. Actualmente la empresa que adjudicó el servicio está recopilando toda la documentación legal requerida para posterior firma del contrato, que se estima realizar hasta mediados de agosto. A continuación, se señalan los avances de los principales proyectos de cada una de las Empresas citadas: YPFB TRANSPORTE S.A. Gasoducto Incahuasi Cochabamba (GIC) Objetivo del Proyecto: El proyecto considera la construcción de un nuevo gasoducto de aproximadamente 455 km y 24 de diámetro en el tramo Incahuasi Huayñacota, que permitirá incrementar en 238 MMpcd el suministro de gas natural al mercado interno del occidente del país. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: GIC: Ejecución física acumulada del 15,7%. Resultado alcanzado durante el primer semestre del 2017: La aprobación de declaración de interés nacional del proyecto, permitirá viabilizar las aprobaciones regulatorias y continuar con los procesos de adquisición de materiales y servicios. Expansión Gasoducto Sucre Potosí (GSP) Fase I Objetivo del Proyecto: Atender la demanda de gas natural para el mercado de Potosí, incrementando la capacidad de transporte del Gasoducto Sucre Potosí (GSP) de 6,8 MMpcd a 10,37 MMpcd mediante la construcción de un gasoducto de 10 de diámetro y 56,6 km de longitud aproximada en el tramo Mariaca - Potosí. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: Expansión GSP Fase I: Ejecución física acumulada del 51,80% Expansion GSP Fase I Fuente: YPFB 110

113 Resultado alcanzado durante el primer semestre del 2017: Se adjudicó el servicio de construcción y firmó el contrato, con ello se dio inicio a la construcción del proyecto. Se obtuvo la aprobación del perfil reformulado del proyecto por parte del Ente Regulador, esto debido a variantes identificadas en el desarrollo de la Ingeniería. Extensión Gasoducto Carrasco Yapacani (GCY) Objetivo del Proyecto: Incrementar la capacidad de transporte del Gasoducto Carrasco Yapacaní (GCY) de 128,2 MMpcd a 144,0 MMpcd, para cumplir con la demanda proyectada del mercado interno de occidente; considerando los nuevos pronósticos de producción y demanda de gas natural en la zona. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: Extensión GCY: Avance físico acumulado del 100% Resultado alcanzado durante el primer semestre del 2017: Se aprobaron las pruebas hidráulicas de línea e instalaciones superficiales, para puesta en marcha del ducto con capacidad de transporte ampliada. Flexibilización GIJA Objetivo del Proyecto: Construcción de dos líneas paralelas de 1,5 km x 16 de diámetro entre la Estación de Compresión GIJA y la Estación de Regulación y Medición Campo Grande, además de facilidades asociadas de regulación y medición. El proyecto permitirá el direccionamiento del flujo de gas natural desde la estación de compresión GIJA para dar estabilidad al suministro de gas natural a la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: Flexibilización GIJA: Ejecución física acumulada del 100% Las líneas paralelas fueron habilitadas durante la gestión 2015, durante la gestión 2016 se instalaron los equipos principales de medición y regulación definitivas. Los resultados al primer semestre de 2017 son: Se concluyó la instalación de facilidades de medición y regulación definitivas. YPFB TRANSIERRA S.A Estación de Compresión Parapetí Objetivo del Proyecto: Incrementar la capacidad de transporte de gas natural del Gasoducto Yacuiba Rio Grande (GASYRG) hasta 26 MMmcd (Fase I) y si el mercado lo requiere hasta 28 MMmcd (Fase II), a través de la implementación de la Estación de Compresión de Parapetí, para garantizar la provisión de gas natural y satisfacer la demanda proyectada del sistema de transporte. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: Estación Parapetí: Ejecución física acumulada del 75,80% Estacion parapeti Fuente: YPFB 111

114 Resultados alcanzados durante el primer semestre del 2017: Se realizó el montaje de las estructuras de soporte de los silenciadores, enfriadores de aceite, estructuras de los Aeroenfriadores de gas y las unidades de compresión. Se realizaron los trabajos de construcción de postes de iluminación, tapas metálicas eléctricas e instrumentación, cubierta metálica para turbocompresores, torres de iluminación, tapas de cámaras de válvulas y bridas, y trincheras de la sala de equipos mecánicos. Se realizó la excavación, tendido de cable, relleno y compactado e instalación del sistema de protección de puesta a tierra en área de turbocompresores TTCC A/B/C/D, área de generadores. Cruce Río Pilcomayo Objetivo del Proyecto: Construir un nuevo cruce de río del GASYRG a fin de disminuir la posibilidad de una rotura del gasoducto debido a las fuertes corrientes del río Pilcomayo. El nuevo cruce, será de mayor longitud y profundidad, pero mantendrá las mismas características técnicas de diseño y construcción del gasoducto inicial. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: Avance Físico del Proyecto (Fase I): 100%. Cruce rio Pilcomayo Fuente: YPFB Resultado alcanzado durante la gestión: Se realizó trabajos de restauración y pruebas de fugas y de resistencia mecánica. En marzo 2017 se concluyó la Construcción de la Variante del Cruce Río Pilcomayo, quedando pendiente sólo la Fase II (Interconexión). GAS TRANSBOLIVIANO Continuidad del Servicio Objetivo del Proyecto: Asegurar la continuidad de las operaciones para proveer el servicio de transporte de gas ininterrumpido. Contempla proyectos que aseguran la continuidad de la operación en estaciones e inversiones en herramientas y equipos que se constituyen en activos para la compañía. Durante el 2017, las categorías de Mantenimiento Mayor y Continuidad Operativa fueron de gran relevancia en cuanto a las inversiones, correspondiendo al 94% de la inversión total programada Principales Resultados Programados y Alcanzados en Comercialización En Comercialización se tienen los siguientes resultados alcanzados al primer semestre de la gestión 2017, encarados por YPFB Casa Matriz: 112

115 Resultados Programados y Alcanzados en Comercialización Resultado programado 2017 Resultado a Junio 2017 Construcción de 14 Estaciones de Servicio (EESS) en Zonas con GNL: 6 Estaciones de Servicio en las localidades de Copacabana, Caranavi, Llallagua, Mora, Challapata y Guayaramerín. 8 EE.SS. inicio de la construcción en las localidades de: Robore, Rurrenabaque, Tupiza, Coroico, Guanay, Villazon, San Ignacio de Velasco y San Borja con un avance promedio al 50%. Conclusión de la construcción de las EESS de San Lucas y Padcaya. Inicio y conclusión de la Construcción de la Estación de Terminal de Buses Potosí Inicio de la construcción de las ESS de San Matías, El Puente y Orinoca, con avance promedio del 52% y Senkata (35% avance) Construcción y adecuación de Cargadero para Combustibles Líquidos en Senkata. Ampliación de la capacidad de Almacenaje (ICA) Primera Fase en Santa Cruz, Oruro, La Paz (Senkata). Avance del 30% en el Proyecto a diciembre Avance del 100 % en las obras de Remodelación y Adecuación para las plantas de engarrafado de Trinidad, Bermejo, Tupiza, Oruro, Cobija, Puerto Villarroel, Puerto Suarez y Monteagudo Fuente: YPFB 6 EE.SS.: Copacabana, Caranavi, Challapata y Mora tiene un avance promedio de 50%, mientras que las EE.SS de Llallagua y Guayaramerin tienen un avance promedio del 20%. Las EESS de Robore, Rurrenabaque y Uyuni se encuentran en proceso de contratación. Las EE.SS. de Tupiza y Villazon se publicarán en el mes de julio. 3 EESS EE.SS. concluidas en: San Lucas y Padcaya. Estación de Servicio: Terminal de Buses Potosí reporta un avance del 17%. En trámite de derecho propietario el resto de las EESS. En revisión y validación de la ingeniería básica de detalle En revisión y validación de la ingeniería básica de detalle que finalizará en el mes de agosto Fase I: las Plantas de Oruro, Cobija, Puerto Villarroel, Puerto Suarez y Monteagudo, avance promedio del 70% en obras civiles. La Fase II con las Plantas Trinidad, Bermejo, Tupiza se encuentran en validación de la ingeniería de detalle y se empezaran las obras civiles a partir de agosto - Construcción de Estaciones de Servicio de Mediana Capacidad para Ciudades Intermedias: Para la presente gestión se concluyeron obras en se concluyeron las EE.SS. en las localidades de Samaipata, San Lucas y Padcaya. - Implementación de 50 Estaciones de Servicio: Inicio de construcción de una Estación de Servicio en la terminal de buses de Potosí: reporta un avance físico de las obras del 17%. - Estaciones de Servicio en zonas con GNL Bolivia: Se han concluido las EE.SS: San José de Chiquitos, Cabezas, Ascensión de Guarayos, San Julián, Achacachi, Pompeya Trinidad y Héroes del Chaco en Riberalta. En construcción están: Copacabana (48%), Caranavi (60%), Llallagua (25%), Mora (45%), Challapata (30%) y Guayaramerín (21%), Proceso de Licitación: Uyuni, Robore, Rurrenabaque. En revisión para publicación: Tupiza y Villazon - Remodelación y Adecuación de Plantas de Engarrafado: Fase I las Plantas de Oruro, Cobija, Puerto Villarroel, Puerto Suarez y Monteagudo, tiene un avance promedio del 70% en obras civiles. La instalación y montaje de los equipos está prevista para el segundo semestre. La Fase II con las Plantas Trinidad, Bermejo, Tupiza se encuentran en validación de la ingeniería de detalle y se empezaran las obras civiles a partir de agosto. - Construcción y adecuación de Cargadero para Combustibles Líquidos en Senkata: el proyecto inició en marzo 2017 y actualmente se encuentra en elaboración de la ingeniería básica - Ampliación de la capacidad de Almacenaje (ICA) Primera Fase en La Paz (Senkata), Santa Cruz, Oruro: El proyecto fue iniciado en el mes de abril, actualmente se encuentra en revisión y validación de la ingeniería básica ampliada con las firmas contratadas. 113

116 2.1.6 Principales Resultados Programados y Alcanzados en Redes de Gas La Gerencia de redes de Gas y Ductos a través de sus ocho distritos: La Paz, El Alto, Oruro, Potosí, Chuquisaca, Cochabamba, Santa Cruz y la reciente creación del Distrito en Beni, planteó como meta 2017, la instalación interna, construcción de Red Primaria y Red Secundaria, con el siguiente detalle: Programación de Redes de Gas Gestión 2017 Actividades Meta 2017 Sistema convencional Sistema Virtual Instalaciones Internas (número de predios) Red Primaria (metros) Res Secundaria (metros) Fuente: YPFB De esta manera, los resultados obtenidos al primer semestre 2017, se presentan en los cuadros siguientes: Ejecución Física Primer Semestre 2017 Distritos Progr Instalaciones Internas Red Secundaria Red Primaria número de predios en metros en metros Ejec. a junio % Ejec. Progr Ejec. a junio % Ejec. Progr Ejec. a junio % Ejec. LA PAZ % % % EL ALTO % % % ORURO % % % POTOSI % % % CHUQUI- SACA COCH- ABAMBA SANTA CRUZ % % % % % % % % % BENI % Total % % % Fuente: YPFB El total de la ejecución física reflejada en el cuadro anterior, es la suma de los resultados del avance físico tanto del sistema convencional como del virtual, al primer semestre 2017, como se muestra en los siguientes cuadros: Sistema Convencional Ejecución Física Sistema Convencional al Primer Semestre 2017 Distritos Progr Instalaciones Internas Red Secundaria Red Primaria numero de predios en metros en metros Ejec. a junio %Ejec. LA PAZ % % % EL ALTO % % % ORURO % % % Progr Ejec. a junio %Ejec. Progr Ejec. a junio %Ejec. 114

117 POTOSI % % % CHUQUISACA % % % COCHABAMBA % % % SANTA CRUZ % % % Total % % % Fuente: YPFB Sistema Virtual Ejecución Física Sistema Virtual al Primer Semestre 2017 Fuente: YPFB Distritos Red Secundaria en metros Red Primaria en metros Progr Ejec. a junio %Ejec. Progr Ejec. a junio % Ejec. LA PAZ % % EL ALTO ORURO % POTOSI % COCHABAMBA SANTA CRUZ ,15% BENI % Total % % Instalaciones Internas Para la gestión 2017 se ha programado un total de instalaciones internas de las cuales al mes de junio se reporta la ejecución de instalaciones dadas de alta Asimismo, el cuadro del sistema convencional refleja 48% de su ejecución al primer semestre, qué si bien los distritos de El Alto, Potosí y Santa Cruz reflejan los menores porcentajes de ejecución, en comparación con los demás distritos, la diferencia se debe a problemas de registro de instalaciones dadas de alta a través del software de aplicación, mismo que será regularizado en el mes de julio para reportar el total efectivo de instalaciones internas hasta el cierre de gestión Por otra parte, es importante mencionar que el total de las instalaciones internas reportadas corresponden a las dadas de alta, es decir las instalaciones con flujo de gas en cada domicilio, en ese sentido en el sistema virtual al mes de junio no se reportan instalaciones internas dadas de alta y que efectivamente se encuentren con flujo de gas, como en el caso del Distrito de Beni que solamente tiene en su programación la ejecución de instalaciones internas del sistema virtual. Al respecto el emprendimiento del sistema virtual tiene como objetivo vital la distribución del gas natural a todas las poblaciones del territorio que se encuentren alejadas de los municipios y áreas troncales y donde no se puede acceder a través del sistema convencional. Gráficamente se puede reflejar los resultados del número de instalaciones internas dadas de alta por Distrito efectuados al primer semestre de la gestión

118 Programación y ejecución Instalaciones Internas, por Distrito Fuente: YPFB El gráfico refleja el número de instalaciones programadas para la gestión 2017 y ejecutadas al mes de junio por Distrito de la programación respectiva, el Distrito de Oruro presenta el mayor porcentaje de avance, siguiéndole el Distrito de Chuquisaca y en tercer lugar se encuentra el Distrito de Cochabamba. El Distrito de Beni tiene como programación la ejecución de instalaciones internas en el sistema virtual, que si bien no reporta ejecución al mes de junio, se debe a que la meta conjunta consiste en la instalación de gas domiciliaria y que la misma esté dada de alta, por lo que será concretada a partir en el segundo semestre de la gestión. Por otro lado, es importante señalar que la demora en la ejecución de las instalaciones internas recae a la falta de la documentación de derecho propietario legal de las viviendas beneficiarias, así como las condiciones técnicas para el acceso y realización de las tareas de instalación interna, situación por el cual se retrasa las metas programadas. Red Secundaria En cuanto a la construcción y tendido de la Red Secundaria, al mes de junio se reporta la ejecución de 27% efectuando el tendido de metros a nivel nacional, teniendo como meta llegar a los metros hasta el cierre de gestión. Conforme se muestra en los cuadros de avance, al primer semestre en el sistema convencional se ejecutó el 31% de la programación anual, dado que se efectuó el tendido de metros de metros programados para la Gestión, de la misma manera en el sistema virtual se alcanza la construcción y tendido de metros, teniendo programado la meta de metros hasta el cierre de gestión. Cabe mencionar que la ejecución del tendido de la Red Secundaria es dependiente a la contratación de empresas de servicio, muchos que durante el proceso de contratación no cumplen con las especificaciones técnicas requeridas para su adjudicación, razón por la cual se demoran los proyectos programados para el avance en la construcción extensión de metros de la red secundaria. Red Primaria La construcción y tendido de la Red Primaria, al mes de junio reporta la ejecución de 24% efectuando el tendido de metros a nivel nacional, teniendo como meta llegar a los metros hasta el cierre de gestión. Conforme se muestra en los cuadros de avance, al primer semestre. En el sistema convencional se realizó el tendido de metros de metros programados para la gestión De la misma manera, cabe señalar que la ejecución del tendido de la Red Primaria es recurrente a la contratación de empresas de servicio, muchos que durante el proceso de contratación no cumplen con las especificaciones técnicas requeridas para su adjudicación, aspecto que demora la ejecución esperada al periodo. 116

119 2.1.7 Principales Resultados Programados y Alcanzados en Almacenaje Resultados Programados y Alcanzados en Almacenaje YPFB Logística ACTIVIDAD META PROGRAMADA META ALCANZADA Habilitación de Nuevo Punto de Despacho para DO 1 en Planta Sucre Incremento de la Capacidad de Recepción de DO en Planta San José de Chiquitos Adecuación Sistema de Recepción Planta Uyuni Implementación Sistema de Espuma Planta San José de Chiquitos Adecuación Descargadero GLP Planta Cochabamba Fuente: YPFB YPFB Aviación Incremento de la Capacidad de despacho de DO en Planta Sucre en 600 GPM 2. Modernización del Sistema de despacho de DO en Planta Sucre Incremento de la Capacidad de recepción de DO en Planta San José de Chiquitos en 400 GPM. Adecuación del Sistema de recepción de vagones tanque Optimización de los sistemas de despacho y recepción en Planta Uyuni. Contar con un Sistema de generación de espuma, para los tres tanques de almacenaje de Planta San José de Chiquitos. Contar con una plataforma de circulación y descarguío de camiones de GLP en Planta Cochabamba. Se concluye la Ingeniería del Proyecto Se emiten Órdenes de Compra para la adquisición del brazo de carga, electrobomba, puente de medición, materiales mecánicos y eléctricos. Se concluye la ingeniería del proyecto. Se emiten Órdenes de Compra para la adquisición de electrobomba, materiales mecánicos y eléctricos. Se inicia el proceso de adquisición de la electrobomba. Se elaboran los términos de referencia para el proceso de contratación de la ingeniería de detalle. Se concluye con el proceso de contratación de la ingeniería de detalle. Se concluye con la elaboración de la ingeniería de detalle y los términos de referencia para el proceso de contratación de la construcción. ACTIVIDAD META PROGRAMADA META ALCANZADA 1 Refueller concluido en proceso de Importación. Adquisición y Ensamblaje de Refuellers Incremento de Capacidad de Planta Continuidad Operativa Adecuación de Plantas 3 Refueller 5000 Galones 2 Unidades ensambladas, en proceso de automatización. 1 Refueller Galones Refueller concluido en proceso de Importación. ICA 3 TRINIDAD 80m3 Concluido la instalación de Tanques y Obras civiles Trinidad ICA TARIJA 150 m3 Avance en obtención de permisos. Continuidad en aeropuertos (CBB, SRE, TDD, BYC, VVI, LPB, PSZ, TJA, RIB, GYA, SRZ, VVI, POI) Adecuación (CBB, SRE, TDD, BYC, VVI, LPB, PSZ, TJA, RIB, GYA, SRZ, VVI, POI) Obras Mecánicas en Viru Viru y Cochabamba avance en obras civiles. Obras mecánicas Trompillo, obras civiles Trinidad. Construcción de Planta Oruro Planta nueva concluida Obras civiles concluidas, tanques concluidos Construcción de Planta Alcantari Planta nueva concluida Tanques concluidos, avance en ejecución de obras civiles y mecánicas. Construcción de Planta Uyuni Planta nueva concluida Tanques Concluidos, Avance en obtención de Licencia Ambiental Construcción Planta Chimoré Planta nueva concluida Avance en obtención de Licencia Ambiental Tecnología de Información Compra de Equipos, Software, Licencias, Compra de equipos y Software. etc., Fuente: YPFB YPFB LOGÍSTICA S.A. Habilitación de Nuevo Punto de Despacho para DO en Planta Sucre Objetivo del proyecto: Incrementar la capacidad de despacho de diésel oil en Planta Sucre a objeto de evitar aglomeración de camiones cisternas y reclamos por parte de nuestros clientes, de esta manera garantizar la continuidad del servicio. El proyecto se desarrollará de acuerdo a las siguientes fases: Ingeniería del Proyecto - Adquisición de Materiales Mecánicos 117

120 Ejecución de Obras Mecánicas Ejecución de Obras Civiles Ejecución de Obras Eléctricas e Instrumentación Configuración de Accuload III Calibración del nuevo Punto de Despacho de Diesel Oil Comisionado y Puesta en Marcha Data Book Al primer semestre 2017 se logra un avance físico del 27% Incremento de la Capacidad de Recepción de Diésel Oíl en Planta San José de Chiquitos Objetivo del Proyecto: Incrementar la capacidad de recepción de vagones de Diésel Oil en Planta San José de Chiquitos mediante el montaje de un nuevo colector de 6, la adquisición y montaje de una nueva electrobomba y el tendido de tubería de 4 hacia Tanques 1 y 2 para recepción de vagones de Diésel Oil importado proveniente de Puerto Suarez., de esta manera se reducirá los tiempos de recepción de vagones y se garantizará la continuidad del servicio. El proyecto se desarrollará de acuerdo a las siguientes fases: Ingeniería del Proyecto- Adquisición de Materiales Mecánicos Eléctricos y Equipos (Electrobomba) Ejecución de Obras Mecánicas Ejecución de Obras Civiles. Ejecución de Obras Eléctricas e Instrumentación Comisionado y Puesta en Marcha Data Book El avance físico del proyecto al primer semestre de junio es de 24% Adecuación Sistema de Recepción Planta Uyuni El objetivo del Proyecto es: Incrementar la capacidad de recepción de Planta Uyuni permitiendo así independizar los sistemas de despacho y recepción de esta manera garantizar la continuidad del servicio y reducir los tiempos de recepción en Planta. El proyecto se desarrollará de acuerdo a las siguientes fases: Ingeniería del Proyecto Adquisición de Materiales Mecánicos Ejecución de Obras Mecánicas Ejecución de Obras Civiles Ejecución de Obras Eléctricas e Instrumentación Comisionado y Puesta en Marcha Data Book El avance físico del proyecto al primer semestre es de 15%. Implementación Sistema de Espuma Planta San Jose de Chiquitos Objetivos del Proyecto: Implementación y el montaje del Sistema de Espuma en Tanques de Almacenaje de Combustibles Líquidos en Planta San José de Chiquitos, permitiendo así contar con sistemas de seguridad que permitan actuar de manera inmediata en caso de algún incendio en el área de tanques. El proyecto se desarrollará de acuerdo a las siguientes fases: Ingeniería del Proyecto. Adquisición de Materiales Mecánicos y Equipos Ejecución de Obras Mecánicas

121 Ejecución de Obras Civiles Ejecución de Obras Instrumentación Realización de Prueba de Fuga de la tubería y accesorios Comisionado y Puesta en Marcha Data Book Al primer semestre 2017 se logra un avance físico del 7%. Adecuación Descargadero GLP Planta Cochabamba El objetivo del proyecto es: Construcción de una plataforma que permita adecuadas condiciones de operación de recepción de GLP en camiones cisternas, permitiendo así la circulación y maniobra de los vehículos de esta manera brindar seguridad operativa a las instalaciones y personal de Planta. El proyecto se desarrollará de acuerdo a las siguientes fases: Ingeniería de detalle del Proyecto Ejecución de Obras Civiles Ejecución de Obras Eléctricas Limpieza general y retiro de material excedente de la construcción. Data Book La ejecución física del proyecto al primer semestre 2017 es del 15%. YPFB AVIACIÓN Equipamiento con Unidades abastecedoras de Combustible Objetivo del Proyecto: Garantizar el abastecimiento de combustible de aviación en Plantas que requieran contar con más unidades o requieran reemplazo de las unidades con las que cuentan por obsolescencia y optimizar sus procesos de abastecimiento, así también que la nueva planta pueda contar con estos sistemas. Refueller Galones en planta Viru Viru Construcción de Planta Alcantari Objetivo del Proyecto: Garantizar el abastecimiento de combustible de aviación en el nuevo Aeropuerto de Alcantari al que se trasladó todas las operaciones del Aeropuerto Juana Azurduy, que beneficia a toda la población de Chuquisaca así también a las actividades económicas, sociales y de turismo. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: El proyecto Construcción Planta Alcantarí para la gestión 2017 tiene programada la conclusión de la construcción de la planta su puesta en marcha. El proyecto de construcción de Planta Alcantari al primer semestre 2017 cuenta con la construcción de los tanques (1 tanque vertical y 1 tanques horizontal) y ejecución de obras civiles concluidas, quedando pen- 119

122 diente las obras mecánicas y la puesta en marcha. Avance de Obra al primer semestre 2017 Fuente: YPFB Construcción de Planta Oruro Objetivo del Proyecto: Garantizar el abastecimiento de combustible de aviación en el nuevo Aeropuerto de Oruro que beneficia a toda la población de Oruro beneficiando así las actividades económicas y sociales de este departamento. Estado actual del proyecto en términos de avance físico: El proyecto Oruro para la gestión 2017 tiene programada la conclusión de la construcción de la planta y puesta en marcha. El proyecto de construcción de Planta Oruro al primer semestre 2017 cuenta con obras civiles y tanques concluidos, además de las conexiones mecánicas al skid 6, quedando pendiente las actividades de puesta en marcha. Avance de Obra primer semestre 2017 Fuente: YPFB Construcción de Planta Uyuni Objetivo del Proyecto: Asegurar el servicio público de abastecimiento de combustibles de aviación en el aeropuerto Joya Andina del departamento de Potosí. Estado Actual del Proyecto: El proyecto Construcción Planta Uyuni para la gestión 2017 tiene programada la conclusión de la construcción de la planta y puesta en marcha. Al primer semestre 2017 se cuenta con la construcción de isotanques concluida y en proceso de importación. Para poder instalar los mismos en planta se requiere concluir con los trámites de licencia ambiental y Autorización por parte de la ANH. Construcción de Planta Chimoré Objetivo del Proyecto: El objetivo general del proyecto es el contar con una planta de abastecimiento de 6 Base de empotramiento de equipos estáticos 120

123 combustible de aviación en Chimoré. Estado Actual del Proyecto: El proyecto Construcción Planta Chimoré para la gestión 2017 tiene programada la conclusión de la construcción de la planta y puesta en marcha. Al primer semestre 2017 se avanzó en la obtención de licencias y permisos del terreno a ser utilizado. Adecuación de Plantas Objetivo del proyecto: Adecuar las Plantas de YPFB Aviación a los requerimientos del decreto D.S y por ende a la normativa vigente internacional (JIG, API, ASME, etc.) Estado Actual del Proyecto: Para la gestión 2017 se tenían programadas obras de adecuación en plantas Tarija, Trinidad, Viru Viru, Cobija, Santa Cruz, Cochabamba. Al primer semestre 2017 se concluyeron obras mecánicas en Trompillo (instalación de alarmas de nivel de tanques) y obras civiles de adecuación de Área de tanques en Trinidad. Continuidad Operativa Objetivo del proyecto: Asegurar la continuidad operativa en plantas y oficina central. Estado Actual del Proyecto: Para la gestión 2017 se tenían programadas obras de adecuación en plantas y reemplazo de equipos y equipamiento en Cochabamba, Sucre, Trinidad, La Paz, Yacuiba, Viru Viru, Tarija, Santa Cruz. Al primer semestre se concluyó con el cambio de equipos de comunicación, Pintado de líneas y tanques en Viru Viru y Cochabamba, compra de material contra incendios además de avance en Overhaul 7 de equipos. Incremento de Capacidad de Almacenaje Objetivo del proyecto: Garantizar la seguridad energética de combustible de aviación, aumentando la capacidad de almacenaje en las plantas de Trinidad, Tarija y el Trompillo. Incremento de capacidad de almacenaje planta Trinidad TDD En la gestión 2017 se tiene planificado concluir con las obras civiles y obras mecánicas para la interconexión de tanques. El alcance en la planta de Trinidad constituye un incremento de 80 m3 en el almacenaje de Jet Fuel. Al primer semestre 2017 se concluyó con las obras civiles, Incremento de capacidad de almacenaje planta Tarija TJA El proyecto en general tiene por finalidad la construcción de las obras civiles y mecánicas para incremento de capacidad de almacenaje en 150 m3 Al primer semestre 2017 se concluyó la ingeniería de este proyecto y se inició el proceso de contratación Principales Resultados Programados y Alcanzados en Industrialización Una de las metas principales tanto del Gobierno Nacional como de YPFB es materializar el proceso de industrialización del gas natural dentro del territorio nacional, logrando la obtención de productos de mayor valor agregado, generando de esta manera mayores divisas para el estado en beneficio del pueblo boliviano. En este sentido se detallan a continuación los principales proyectos de industrialización indicando sus principales resultados programados y alcanzados al mes de junio del Tipo de Mantenimiento mayor de equipos mecánicos 121

124 Construcción de la Planta de Propileno Polipropileno. Proyecto: Planta Propileno Polipropileno Metas Programadas 2017 Metas Alcanzadas a Junio 2017 FEED-IPC: Inicio en la Ejecución de la Ing. Básica Extendida (FEED) e Ingeniería de Detalle, Procura y Construcción (IPC) de la Planta PP. Supervisión FEED: 50.9% de Avance de la supervisión del FEED de la planta. IPC Ductos de interconexión: 5% de avance en la IPC de ductos de interconexión. FEED IPC: el Proceso de Contratación del FEED-IPC fue anulado. Supervisión FEED: Proceso de contratación supeditado a la contratación del FEED IPC de la planta PP. IPC Ductos de Interconexión: 3% de avance en la ing. Conceptual de la interconexión de ductos, pendiente de la concreción del FEED-IPC. Adquisición del Terreno para plantas Propileno y Polipropileno: 100%. Terreno para el proyecto adquirido, se gestionó la cesión de terrenos para acceso vial y férreo. Avanzar en licenciamiento para la deshidratación del propano con tecnología OLEFLEX: 53,4% Avanzar en licenciamiento y paquete de diseño básico SPHERIPOL: 39,4% Fuente: YPFB Licenciamiento OLEFLEX con un avance del 49,93%, el PDP (Ing. Básica de la planta Propileno al 100% bajo custodia de YPFB). Licenciamiento SPHERIPOL con un avance del 39,4% el PDP (Ing. Básica de la planta Polipropileno al 100% bajo custodia de YPFB). Ubicacion de la Planta de Propileno Polipropileno. Fuente: YPFB Objetivo del Proyecto: Producción de polímeros, que son materia prima para la fabricación de productos plásticos, la planta procesará el propano proveniente del GLP producido en la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco Carlos Villegas, produciendo Toneladas Métricas por Año (TMA), satisfaciendo la demanda nacional de polipropileno y comercializando los excedentes en el mercado internacional, el complejo petroquímico estará conformado por dos plantas, una para la deshidratación del Propano y la segunda para la polimerización del Propileno obtenido en la primer planta. Programación Gestión 2017: Se tiene programado el inicio de la ejecución del FEED-IPC de las plantas propileno polipropileno, así como la adjudicación de la supervisión del FEED-IPC y continuar con el proceso de licenciamiento de tecnologías en la obtención de Propileno (UOP OLEFLEX) y Polipropileno (Lyondell Basell SPHERIPOL) y de la misma manera continuar con el IPC de los ductos de interconexión y acueducto a la planta. 122

125 Estado Actual del Proyecto: El proceso del FEED IPC de las plantas de propileno y polipropileno fue anulado, en este sentido el proceso de contratación de la supervisión del FEED IPC también se encuentra pendiente. Respecto a los contratos con las licenciantes de tecnología, las ingenierías básicas PDPs de deshidratación de propano y polimerización de propileno ya han sido concluidas, los PDPs paquetes de diseño de proceso se encuentran en custodia de YPFB. El licenciamiento SPHERIPOL alcanzó un avance del 39,39% y el licenciamiento OLEFLEX alcanzó un avance 49,93%, quedando pendientes pagos futuros que se concretarán contra cumplimento de hitos relacionados a la confirmación de la construcción de las plantas, el estudio de HAZOP, recetas de propileno y polipropileno y cumplimento de garantías del proceso, estos hitos futuros están condicionados a la confirmación por parte de YPFB sobre la construcción de la planta lo que correspondería a la decisión final de inversión, dicha decisión se realizaría a la conclusión de la etapa de ingeniería básica extendida FEED que se encuentra pendiente por motivo de anulación de proceso de contratación. Con respecto a los ductos de interconexión a la planta Propileno Polipropileno registra un avance físico del 3%, que corresponde al desarrollo de la ingeniería conceptual de ductos de interconexión y al servicio de aprovechamiento de aguas del rio Pilcomayo para el acueducto. Sin embargo para avanzar en la ingeniería de los ductos de interconexión se requiere información que debe ser provista por la etapa de ingeniera básica extendida FEED de las plantas propileno polipropileno que se encuentra pendiente por anulación de proceso de contratación. Proyecto Planta GNL y Estaciones Satelitales de Regasificación (ESR). Proyecto: Gas Natural Licuado (GNL) Metas Programadas 2017 Metas Alcanzadas a Junio 2017 Operación continua de las 5 ESRs Iniciales: ESRs Operando en forma continua. Conclusión de las 22 ESRs adicionales: 22 ESRs concluidas y en operación al 100%. Construcción de protección climáticas para la Planta GNL: 100% Construcción del campamento permanente de la planta GNL: 100% Procura de 12 cisternas criogénicos Fase II: 68% de avance en la procura. Las 5 ESRs Adicionales se encuentran operando en forma continua, suministrando gas natural a las poblaciones beneficiadas. 22 ESRs Adicionales: Avance Físico global 92,96% (18 ESRs concluidas y en operación, 4 ultimas en pruebas finales y a la espera de recepción definitiva. (Cobija, S.I.de Moxos, S.A. de Yacuma y Mora). 100% de avance físico certificado de la Protección climática de la planta GNL. 80,90% de avance físico certificado del campamento permanente de la planta GNL. Procura de 12 Cisternas Criogénicas Fase II: Proceso de Contratación en análisis de viabilidad de la necesidad. Procura de 11 Tractocamiones Fase II: 100% de avance de la procura. Procura de 11 Tractocamiones Fase II: Proceso de contratación supeditado a la contratación de los cisternas criogénicas. IPC 5 nuevas ESRs: en inicio de construcción IPC 5 nuevas ESRs: Se devengó el 20% de anticipo para la ejecución del IPC de las 5 Nuevas ESRs. (Concepción, Vallegrande, Culpina, Porco y Batallas) Fuente: YPFB 123

126 Planta de Gas Natural Licuado Fuente: YPFB Objetivo del Proyecto: La planta de licuefacción de gas natural tiene una capacidad de 210 TMD de GNL, construida en la localidad de Cabezas del Departamento de Santa Cruz tiene como objetivo suministrar gas natural licuado a 27 poblaciones intermedias de todo el territorio nacional que no cuentan con gasoductos de interconexión, pero no es una limitante ya que con la tecnología del GNL y gracias al sistema de gasoducto virtual, estas poblaciones se pueden beneficiar con este energético. Programación gestión 2017: para esta gestión se tiene programada la conclusión de los proyectos complementarios a la planta GNL así como la conclusión y puesta en operación al 100% de las 22 ESRs adicionales y el inicio del IPC de 5 ESRs nuevas Estado Actual del Proyecto: La Planta, la misma se encuentra funcionando y alimentando con GNL a 32 Cisternas Criogénicos para suministro del sistema de distribución a través del gasoducto virtual que comprende 27 estaciones satelitales de regasificación, mismo que ya se encuentran concluidas. 5 ESRs Iniciales: Asunción de Guarayos, San Julián, San José de Chiquitos, Cabezas y Tupiza. (Concluidas y en Operación) 22 ESRs: Desaguadero, Copacabana, Achacachi, Coroico, Caranavi, Guanay, Huanuni, Challapata, Llallagua, Uyuni, Villazón, Riberalta, Guayaramerín, Rurrenabaque, San Borja, Trinidad, San Ignacio de Velasco y Roboré se encuentran en operación si embargo (Cobija, San Ignacio de Moxos, Santa Ana de Yacuma y Mora) se encuentran concluidas y efectuando las pruebas finales y pendientes de recepción por parte de YPFB). Las cubiertas de protección registran un avance del 100%, El campamento permanente de la planta tiene un avance físico del 80,90%. Adicionalmente se firmó el contratado para el proyecto de Ingeniería, Procura y Construcción de 5 ESRs adicionales para ser implementadas en las poblaciones de: Vallegrande, Concepción, Porco, Culpina y Batallas y se ha devengado el 20% por concepto de anticipo. Construcción de la Planta de Amoniaco y Urea en Bulo-Bulo, Cochabamba Proyecto: Planta Amoniaco Urea Metas Programadas 2017 Metas Alcanzadas a Junio 2017 Conclusión del IPC de la planta AYU: Planta finalizada al 100% y en operación comercial. Conclusión del IPC de la planta AYU: Avance Certificado del IPC de la Planta 99,94% se efectuó las pruebas de desempeño de la planta para dar inicio a operaciones comerciales. IPC del patio de Maniobras + interconexión a línea férrea: avance físico al 100%. Campamento permanente: 100% en la construcción del campamento. IPC del patio de Maniobras + interconexión a línea férrea: avance físico certificado 63,71%. Campamento permanente: 37,16% de avance físico certificado en la construcción del campamento. 124

127 Proyecto: Planta Amoniaco Urea Metas Programadas 2017 Metas Alcanzadas a Junio 2017 Acceso vial: recepción definitiva del acceso vial. Acceso vial: 89,96% de avance físico certificado de la construcción del acceso vial. Procura de vagones Férreos: 100% de procura de los vagones. Procura de los contenedores: 100% de la procura de contenedores. Fuente: YPFB Procura de vagones Férreos: vagones en construcción 74,80% de avance certificado. Procura de los contenedores: 500 Contenedores entregados a YPFB. Planta de Amoniaco y Urea en Bulo-Bulo, Cochabamba Fuente: YPFB Objetivo del Proyecto: Producción de productos nitrogenados, que son materia prima para la industria de fertilizantes y plaguicidas, la capacidad de la Planta es de Toneladas Métricas Días (TMD) de Urea Granulada y de Toneladas Métricas día de Amoniaco, la Urea es uno de los fertilizantes nitrogenados con mayor empleo a nivel mundial, que permite incrementar el rendimiento significativo de los cultivos y ampliar las áreas cultivadas, el empleo y manipulación de urea tiene efectos positivos en los cultivos, el excedente podrá ser comercializado en mercados internacionales. Programación Gestión 2017: Para la gestión 2017 se tiene programada la conclusión de la construcción de la planta Amoniaco Urea, así como el inicio de operaciones comerciales a través de la puesta en marcha de todos los sistemas y subsistemas para lograr la producción de urea granulada en especificación para comercialización en mercados de destino. De la misma manera se tiene programada la conclusión del IPC del patio de maniobras y la interconexión a la línea férrea, la recepción definitiva del acceso vial, la conclusión del campamento permanente de la planta y la procura total de los vagones férreos y contenedores. Estado Actual del Proyecto: El proyecto Amoniaco - Urea se encuentra en su fase final, se ha efectuado el Performance Test de la planta en el cual la planta fue puesta a prueba a su máxima capacidad, producto de esta prueba se están identificando diversos pendientes en los diferentes sistemas operativos y están siendo subsanados para posteriormente efectuar la recepción definitiva y de esta manera dar inicio a la Producción Comercial de la Planta. El IPC de la planta AyU se encuentra en recta final, tiene un avance físico certificado de 99,94%, sin embargo, se están desarrollando otros proyectos complementarios como: El camino de acceso a la planta cuenta con un avance físico de 89,96% en el cual se están efectuando trabajos de interconexión del camino de acceso con la vía troncal Cochabamba Santa Cruz, así como pruebas del sistema de iluminación y refacciones en las bermas en el trayecto del acceso vial. El patio de maniobras de la planta tiene un avance del 63,17%. El campamento permanente registra un avance del 37,16% efectuándose trabajos de fundaciones, muros, columnas, losas canchas polifuncionales así como sistemas eléctricos y sanitarios. Con respecto al sistema de descarga de urea, se tiene un avance certificado de 74,80% de la construcción de los 250 vagones férreos y la recepción de los 500 contenedores para despacho de urea 125

128 en especificación hacia los mercados de consumo. Considerando la ejecución de trabajos finales del proyecto Amoniaco Urea, se tiene prevista el inicio de operaciones de la planta para el tercer trimestre de la gestión Principales Resultados en Otras Inversiones Acceso Vial Los Lotes Planta Rio Grande Construcción de Acceso Vial Los Lotes - planta Rio Grande: El proyecto reporta un avance total del 89,35%, se finalizaron 44,3 Km de la carretera, se encuentra concluyendo obras complementarias como un apéndice de acceso a la planta, la construcción de una rotonda y sobre anchos en la vía dimensionados para parqueo de cisternas. Nuevo Acceso Vial Los Lotes Planta Rio Grande Fuente: YPFB Proyectos de Infraestructura En infraestructura al mes de diciembre destaca el avance de los siguientes Proyectos: - Construcción de Edificio Corporativo La Paz: Programación 2017 avance general: 85% de ejecución física del proyecto obras civiles concluidas; equipamiento en ejecución. Resultados: Avance físico de obras civiles al 100% se cuenta con recepción provisional, ascensores concluidos, cableado estructurado 100%, generadores y trazos 100%, equipos de generación 100%, equipos de climatización 85%, avance del 60% en equipos de elevación, climatización acondicionamiento acústico los componentes de provisión e instalación de:, provisión de Mobiliario e instalación y puesta en marcha de sistemas contra incendios y el componente de automatización y eficiencia energética se iniciara en el segundo semestre del 2017 Piso Tipo Edificio Corporativo YPFB Fuente: YPFB 126

129 - Construcción del Archivo Institucional El Alto: - Programación 2017, 100% de avance físico en construcción y supervisión. - Resultados: Avance físico de obras civiles cuenta con recepción definitiva componentes de provisión e instalación de: climatización; equipos de generación, equipos de elevación al 65%, en proceso provisión de Mobiliario e instalación y puesta en marcha de sistemas contra incendios. Archivo Institucional El Alto Fuente: YPFB - Mejoramiento de Infraestructura de Distritos Comerciales: - Programación 2017, 1 proyectos con avance físico del 100% y 2 proyectos con más del 80% de ejecución. - Resultados: Avance físico de 2 obras civiles al 100%, se cuenta con recepción provisional y recepción definitiva en Tarija y Riberalta; los componentes de provisión e instalación de: climatización; equipos de generación, equipos de elevación, provisión de Mobiliario e instalación y puesta en marcha de sistemas contra incendios están en ejecución. Construcción del Museo Tecnológico Santa Cruz - Programación 2017, 1 proyecto cuenta con avance físico del 100% de la ejecución total de proyecto. - Resultados: El proyecto presenta una ejecución de obra civiles al 98%, en cuanto al equipamiento ser iniciado en el segundo semestre del Mejoramiento de Infraestructura de Distrito Amazónico - Programación 2017, 1 proyectos con avance físico al 100%, - Resultados: el proyecto de Construcción de Infraestructura Riberalta fue declarado desierto dos veces y se inició la tercera convocatoria. - Construcción del Edificio Oruro - Programación 2017, 1 proyecto cuenta con avance físico del 100% de la ejecución total de proyecto. - Resultados: El proyecto presenta una ejecución de obra civiles al 35%, en cuanto al equipamiento ser iniciado en el segundo semestre del

130 2.2 Ejecución del Presupuesto de YPFB Ejecución del Presupuesto de Inversión YPFB en los 11 últimos años después de la nacionalización de los Hidrocarburos, ha logrado alcanzar una inversión acumulada de $us MM (hasta junio 2017). En los 10 años anteriores a la Nacionalización, las inversiones en el sector alcanzaron solo $us Millones. A partir de la gestión 2015 las inversiones comienzan a bajar producto de la caída de los precios del petróleo en los mercados internacionales, tal como se puede apreciar en el gráfico siguiente: YPFB, para la gestión 2017, programó $us Millones de cuyo monto, el 38,7% corresponde a inversiones que está programado YPFB Casa Matriz, el 42,9% corresponden a inversiones de las Empresas Filiales y Subsidiarias de YPFB y el restante 18,4% son inversiones programadas por las Empresas Operadoras Privadas con contratos petroleros. Del total programado el 61% están en la actividad de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, el 15% en proyectos de Transporte, el 8% en distribución de Redes de Gas Domiciliario, el 5% en proyectos de industrialización y el 11% en el resto de las actividades de la cadena. Con relación a la inversión lograda hasta el primer semestre de la gestión 2017, esta llegó a $us. 457 millones, vale decir el 24,4% del total programado en este año. Tomando en cuenta que la programación al mes junio fue de $us. 690,1 Millones, se habría logrado un porcentaje de ejecución del 66% al periodo. YPFB Casa Matriz, ejecutó a junio 2017 $us.172,7 millones, las Empresas Filiales y Subsidiarias, invirtieron $us. 193,9 millones y las Empresas Operadoras Privadas $us. 90,2 millones. La relación porcentual de inversiones se aprecia en el gráfico siguiente. Inversión total a junio de 2017 Fuente: YPFB 128

131 Sector Hidrocarburos: Programación y Ejecución a junio 2017 (En Millones de Dólares) Empresa Programado Anual Programado a Junio Ejecución a Junio %Ejec. A Junio %Ejec. Del anual Casa Matriz 725,5 243,8 172,7 71% 24% Empresas Subsidiarias 804,9 331,4 193,9 59% 24% Total Corporación 1.530,4 575,2 366,6 64% 24% Empresas Operadoras 346,0 115,0 90,2 78% 26% TOTAL SECTOR 1.876,4 690,1 456,8 66% 24% Fuente: YPFB La Ejecución de la Corporación alcanzó a 366,6 Millones de dólares al primer semestre, con un porcentaje de ejecución respecto de su programación inicial del 24%. Las Empresas Operadoras Privadas ejecutaron 90,2 millones de dólares que representa un 26% de su programación anual. El 67% de la inversión ejecutada al primer semestre del 2017 corresponde a proyectos de Exploración y Explotación de los Hidrocarburos; el 8% a proyectos de Industrialización, el 10% destinado a inversiones en Transporte y Refinación de Hidrocarburos, el 9% a inversiones en redes de gas domiciliario y 6% restante corresponde al resto de las actividades: comercialización, almacenaje y otras inversiones menores. Inversión por Actividad de la Cadena Fuente: YPFB Ejecución del Presupuesto de Gasto Corriente en YPFB Casa Matriz YPFB casa Matriz para la gestión 2017, tiene un presupuesto de Millones de Bolivianos, de los cuales al mes de junio se ha ejecutado millones, lo cual representa un 39% de ejecución. El detalle por concepto de gasto se presenta en el cuadro siguiente: GRUPO Ejecución Presupuestaria de Gasto Corriente (en Bs) CONCEPTO 2017 al 30 de junio en Bs. Ppto. Vigente Ejecución % 1 SERVICIOS PERSONALES , ,75 27,13% 2 SERVICIOS NO PERSONALES , ,54 23,89% 3 MATERIALES Y SUMINISTROS , ,81 39,21% 4 ACTIVOS REALES , ,03% 5 ACTIVOS FINANCIEROS ,00 0 0,00% 6 SERVICIO DE LA DEUDA PUBLICA Y DISMINUCION DE OTROS , ,84% PASIVOS 7 TRANSFERENCIAS , ,80% 129

132 GRUPO CONCEPTO 2017 al 30 de junio en Bs. Ppto. Vigente Ejecución % 8 IMPUESTOS, REGALIAS Y TASAS , ,29% 9 OTROS GASTOS , ,30% TOTAL en Bs , ,89 38,87% Fuente: YPFB-GAFC i. Logros Institucionales 3.1 LOGROS DESTACABLES EN EL SECTOR A JUNIO 2017 Exploración y Desarrollo: En la actividad exploratoria, al primer semestre de 2017 se alcanzaron los siguientes resultados: Se concluyó con la perforación de 5 pozos exploratorios, de los cuales 1 pozo será puesto en producción en septiembre de 2017, 1 pozo se prepara para estimulación ácida y 3 pozos fueron abandonados. Asimismo, se continúa con la ejecución de 5 pozos y se están realizando Obras civiles iniciales para 6 pozos. Se finalizó 1 Estudio Sísmico 2D, están en ejecución 7 Estudios Sísmicos 2D y 1 Estudio Sísmico 3D; así también, 3 estudios se encuentran en actividades de licenciamiento ambiental para el inicio de su Sísmica 2D. Se concluyeron 3 Estudios de Geología y Geofísica (1 Magnetotelúrica y 2 Geoquímicas) y están en ejecución 4 Estudios (2 Magnetotelúricas y 2 Aerogravimetría Aeromagnetometría). En la actividad de desarrollo, los resultados al primer semestre de 2017 se detallan a continuación: Se concluyó con la perforación de 10 pozos de desarrollo; de los cuales 9 son productores y 1 se encuentra realizando pruebas de producción. Asimismo, se continúa con la ejecución de 4 pozos y se están realizando Obras civiles iniciales para 8 pozos. Con este resultado se incrementa la producción de gas natural e hidrocarburos líquidos para abastecer el mercado interno y exportar. Se finalizó la intervención de 4 pozos y se están ejecutando obras civiles para la intervención de 4 pozos más. Con estas intervenciones se reestablece la producción de estos pozos. Se ejecutaron proyectos de construcciones e instalaciones en campos y plantas de procesamiento de gas natural, dentro de los cuales los más relevantes son: Facilidades SBL-14, Línea de recolección HCY-2, Planta Incahuasi Debottlenecking, Sistemas de Compresión Sábalo, Facilidades de recolección Boquerón, entre otros. Transporte de Hidrocarburos: Los principales resultados en Transporte son los siguientes: Declaración del proyecto Gasoducto Incahuasi - Cochabamba como interés nacional, cuya construcción incrementará en 238 MMpcd el suministro de gas natural al mercado interno del occidente del país, Cochabamba, Chuquisaca, Oruro y La Paz. Se adjudicó el contrato para la construcción del Gasoducto Sucre Potosí Fase I, el proyecto permitirá incrementar el transporte de volúmenes de gas natural hacia Potosí de 6,8 MMpcd a 10,37 MMpcd. Con lo cual se cubrirá la demanda de la ciudad de Potosí. Se puso en marcha el proyecto Flexibilización GIJA, permitiendo el direccionamiento del flujo de gas natural desde la estación de compresión GIJA para dar estabilidad al suministro de gas natural a la Planta Separadora de Líquidos de Gran Chaco. Se obtuvo la Licencia de Operación del proyecto Extensión GCY, incrementando la capacidad de transporte de 128,2 MMpcd a 144,0 MMpcd. Se tiene un avance del 75,80% de la construcción de la estación de Compresión Parapetí que incrementará la capacidad en 6 MMmcd. Compra de los activos fijos del sistema de transporte por poliductos a YPFB Logística consolidan- 130

133 do así el enfoque de Empresa Única de Transporte y permitiendo viabilizar inversiones necesarias en los sistemas de poliductos, optimizar los gastos operativos a nivel del eslabón transporte, estandarizar sistemas y procedimientos de seguridad y el alcanzar mejores condiciones en procesos de contratación, preservando en todo momento la continuidad del servicio. Ampliación del Contrato de Operación y Mantenimiento con YPFB Transierra S.A. hasta diciembre del Refinación de Hidrocarburos: En Refinación los resultados son los siguientes: Se realizó el lanzamiento de la licitación para la contratación del servicio FEED-EPC del proyecto Nueva Red de Agua Contra Incendio (NURACI) de la Refinería Gualberto Villarroel. Llegada de los 4 nuevos Hornos para el Área de Platforming a la Refinería Guillermo Elder Bell para su instalación durante la parada de planta programada para el mes de julio Se concluyó la ejecución del servicio de Ingeniería Básica Extendida (IBE), se completó la revisión y cierre de observaciones a los documentos entregados por la contratista del proyecto DEGAN fase II. Desarrollo de una nueva línea de Lubricantes de alta calidad certificada, elaborados con materias primas de alta calidad y aditivos producidos con tecnología de punta a nivel mundial. Plantas y Petroquímica Proyecto Propileno Polipropileno: Proyecto se encuentra en etapa de Inicial de ingeniería y licenciamiento, la Ingeniería Básica PDPs (Paquete de diseño de procesos de las tecnologías de Producción de Propileno y Polipropileno fueron entregadas y se encuentran bajo custodia de YPFB, el licenciamiento OLEFLEX registra un avance del 49,93% y el licenciamiento SPHERIPOL registra un avance del 39,39%, restando actividades que dependen del desarrollo y continuidad del proyecto hasta la conclusión del IPC de las plantas, puesta en marcha y pruebas de desempeño de producción de Propileno y polipropileno. El proceso de contratación para la Ingeniería Básica Extendida (FEED-IPC) fue anulado y la supervisión del FEED IPC se encuentra supeditada a la contratación del FEED-IPC. Proyecto Amoniaco-Urea: El proyecto se encuentra en etapa final, con un avance físico certificado del 99,94% general del IPC, se logró efectuar el Performance Test de la planta, donde se verificó el desempeño de todos los sistemas al 100% de capacidad, luego de esta etapa se procederá a dar inicio a la etapa producción comercial de urea en especificación prevista para el tercer trimestre del Entre proyectos complementarios se tiene, el acceso vial a la planta registra un avance físico del 89,96%. El patio de maniobras registra un avance físico del 63,17%. La construcción del campamento permanente tiene un avance físico del 37,16%. La procura de 250 vagones férreos tiene un avance físico del 74,80% y fueron recepcionados 500 contenedores para el despacho de urea a los mercados destino. Proyecto GNL: La planta GNL se encuentra en operación comercial al 100%, y se tienen 27 Estaciones Satelitales de Regasificación en poblaciones Beneficiarias del sistema de distribución de gasoducto virtual (5 ESRs iniciales y 22 ESRs adicionales) La planta GNL se encuentra concluida y en operación. El sistema de gas natural virtual se encuentra en operación con 29 Cisternas Criogénicos, 18 tractocamiones en operación, transportando gas natural licuado a las poblaciones beneficiadas a través de 131

134 las Estaciones Satelitales de Regasificación. Actualmente el proyecto cuenta con 27 Estaciones Satelitales de Regasificación que se encuentran concluidas en territorio nacional de las cuales 23 en total se encuentran en operación y 4 se encuentran en pruebas finales y pendientes de recepción por parte de YPFB. o Las primeras 5 ESRs se encuentran en operación y funcionamiento (Ascensión de Guayaros, San Julián, San José de Chiquitos, Tupiza, y Cabezas). o Posteriormente se construyeron 22 ESRs adicionales de las cuales 18 se encuentran de la misma manera concluidas y en operación (Achacachi, Copacabana, Coroico, Guanay, Desaguadero, Challapata, Huanuni, Llallagua, Uyuni, Villazón, Guayaramerin. Rurrenabaque, San Borja, Riberalta, Trinidad, San Ignacio de Velasco, Roboré y Caranavi) y 4 ESRs en pruebas finales (Mora, San Ignacio de Moxos, Santa Ana de Yacuma y Cobija) estas últimas se encuentran a la espera de recepción definitiva por parte de YPFB. Se adjudicó el IPC de 5 ESRS nuevas en: Culpina, Vallegrande, Concepción, Porco y Batallas. Realizándose el devengado por el 20% de Anticipo. Redes de Gas Domiciliario En construcción de Redes de Gas Domiciliario tenemos como resultados al mes de Junio/2017: Al primer semestre se alcanzó la ejecución de instalaciones internas domiciliarias dadas de alta, representando el 39% de la ejecución con respecto a las instalaciones a alcanzar como meta al cierre de gestión. Se efectúo las actividades en la construcción y tendido de la Red Secundaria con la ejecución de metros a nivel nacional Se efectúo las actividades en la construcción y tendido de la Red Primaria con la ejecución de metros a nivel nacional Por otro lado, con la ejecución de las instalaciones internas dadas de alta al primer semestre de la gestión, se beneficiaron a un número de ciudadanos bolivianos Se alcanza la inversión de MM$us en las actividades de distribución de gas natural domiciliaria. Considerando el avance progresivo en la instalación interna de gas domiciliario, hasta el cierre de gestión, se llegará a una cobertura del 54% a nivel nacional. Comercialización de Hidrocarburos Para la presente gestión se terminaron de construir 3 Estaciones de Servicio de Líquidos y GNV en Samaipata, San Lucas y Padcaya. Se inició construcción de la Estaciones de Servicio Terminal de Buses Potosí Se inició el IPC de la construcción y adecuación de Cargadero para Combustibles Líquidos para la Planta de Senkata. Almacenaje El proyecto Ampliación de Capacidad de Almacenaje de las Plantas de La Paz (Senkata), Oruro y Santa Cruz, que incrementará la seguridad energética, se encuentra en revisión y validación de la ingeniería básica. Para cubrir la demanda de hidrocarburos en la región y cumplir con el abastecimiento continuo del hidrocarburo, se ejecuta las actividades de mantenimiento, adecuación y equipamiento de las 16 Plantas de almacenaje en todo el territorio. Se garantiza la continuidad del servicio en las 16 Plantas. Conexión con el grupo corporativo a través del Skype for business. 132

135 Conclusión de Proyectos de adecuación programados para planta de Trompillo. Infarestructura En la presente gestión se están ejecutando 20 proyectos de infraestructura. Hasta el primer semestre del 2017, los principales avances están en los siguientes proyectos: Construcción del Edificio Corporativo en la Ciudad de La Paz, con un avance de obra del 85%, a ser concluido en la gestión Construcción del Archivo Institucional de YPFB, en la ciudad de El Alto, cuenta con recepción provisional. Obras de Mejoramiento de Distritos Comerciales y de Redes de Gas: se concluyeron en La Paz 3 proyectos, en Tarija 1 proyecto, Chuquisaca 1 proyecto, en Beni, Oruro y Potosí a 1 proyecto. a) Logros destacables en el departamento del Beni Desde la Nacionalización de los Hidrocarburos, las inversiones en el departamento del Beni han alcanzado los $us. 36,7 MM, de cuyo importe el 38% corresponde a proyectos exploratorios que se vienen ejecutando desde la gestión También con el ingreso de proyectos de dotación de gas natural, a través del sistema virtual o GNL, ha originado importantes inversiones en construcción de Estaciones Satelitales de Regasificación, construcción de Redes de Gas Domiciliario y construcción de Estaciones de Servicio para líquidos y GNV. Para la gestión 2017, se tiene una programación de $us. 22,7 MM, que está orientada a la conclusión de estudios sísmicos para la determinación de prospectos exploratorios, que se ejecutarán en los siguientes años, concluir con la construcción de Estaciones Satelitales de Regasificación (ESRs) y en la ampliación de redes de gas domiciliario. A continuación, damos una breve explicación de los principales proyectos que se ejecuta en este departamento. Resultados en Exploración y Explotación En el desarrollo de las actividades de Exploración de hidrocarburos, en el primer semestre de la gestión 2017 se lograron los siguientes resultados físicos: Resultados en Exploración y Explotación Tipo de Actividad Meta 2017 Resultados a Junio Empresa Proyecto Estudios Sísmicos Estudios de Geología y Geofísica 1 Estudio en ejecución -Avance al 90% 1 Estudio en ejecución Avance al 90% 1 Estudio en ejecución Avance 75% 1 Estudio en ejecución Avance 26% YPFB Casa Matriz YPFB Casa Matriz Rio Beni Fase II (en adquisición sísmica 2D) Magnetotelúrica Subandino Norte (en adquisición) Fuente: YPFB Estudios Sísmicos Al mes de junio de 2017, se tiene en ejecución 1 Estudio Sísmico 2D, el cual se detalla a continuación: Sísmica 2D Fase II Rio Beni, YPFB Casa Matriz inició las actividades operativas el 13 de septiembre de 2016; alcanzando al primer semestre de 2017 un avance físico del 75% sobre 691 Km de líneas sísmicas del proyecto. Este proyecto abarca los departamentos de Pando, Beni y La Paz, teniendo en Beni una participación del 25%. Estudios de Geología y Geofísica Al primer semestre de la presente gestión, se tiene en ejecución 1 Estudio de Geología y Geofísica, el cual se detalla a continuación: Magnetotelúrica Subandino Norte, el 23 de noviembre de 2017 YPFB Casa Matriz inició los trabajos de adquisición magnetotelúrica; alcanzando al primer semestre de 2017 un avance físico del 26%, con los siguientes avances parciales: movilización 100%, adquisición 31% (934 estaciones) 133

136 y procesamiento 26%. Este proyecto abarca los departamentos de Beni y La Paz, teniendo en Beni una participación del 13%. Convenios de Estudio Proyectados Segundo Semestre 2017 Hasta fines de 2017, se prevé que la empresa Pluspetrol Bolivia Corporation Sucursal Bolivia confirme su interés en suscribir un Convenio de Estudio para el Área Madre de Dios, que podría abarcar territorio del Beni. Resultados en Redes de Gas Domiciliario En la actividad de Distribución de Redes de Gas, desde la gestión 2014 al primer semestre de 2017, a través de la implementación del sistema virtual con el objetivo de llevar el gas natural a las poblaciones más alejadas de difícil acceso y extensión de gasoductos como en el sistema convencional, en el departamento de Beni se ha desarrollado de manera satisfactoria las actividades tanto de instalaciones internas domiciliarias como el tendido de Red Primaria y Red Secundaria, parte integral del sistema virtual. De esta manera en el departamento de Beni, desde la gestión 2014 al primer semestre de 2017, se tiene los siguientes logros alcanzados: Instalaciones internas: se efectuó un total de conexiones de instalaciones internas domiciliarias dadas de alta, comprendidas entre las poblaciones de Guayaramerín, Riberalta, Rurrenabaque, San Borja, San Ignacio de Moxos, Santa Ana de Yacuma y la ciudad de Trinidad. Red Primaria: se alcanzó una ejecución de metros de tendido de Red Primaria en las poblaciones Guayaramerín, Riberalta, Rurrenabaque, San Borja, San Ignacio de Moxos y la ciudad de Trinidad Red Secundaria: se logró la ejecución del tendido de metros de Red secundaria extendidos en las poblaciones Guayaramerín, Riberalta, Rurrenabaque, San Borja, San Ignacio de Moxos, Santa Ana de Yacuma y la ciudad de Trinidad De esta manera, considerando la ejecución de un total de instalaciones internas en el Departamento de Beni, se alcanzó una cobertura de personas beneficiarias con el servicio de gas natural domiciliario. Resultados en Industrialización: El principal logro en materia de industrialización dentro del Departamento del Beni comprende la implementación de Estaciones Satelitales de Regasificación ESRs, que benefician a poblaciones intermedias con gas natural proveniente de la planta GNL, las ESRs que se encuentran concluidas y en operación son las siguientes: ESR Riberalta, ESR Guayaramerin, ESR Rurrenabaque, ESR San Borja, ESR Trinidad. Asímismo las siguientes ESRs se encuentran en etapas finales de pruebas de desempeño y a la espera de la recepción definitiva por parte de YPFB: ESR Santa Ana de Yacuma y ESR San Ignacio de Moxos. El costo total en las Estaciones Satelitales de Regasificación en el departamento del Beni asciende a 21,02 MMUSD. Resultados en Comercialización: En el departamento del Beni se están implementando tres estaciones de servicio, para comercialización de líquidos y GNV: E.S. Héroes del Chaco en Riberalta, Obras civiles concluidas, con una ejecución de Bs. 9,48 MM, solo faltan el desembolso de las planillas de cierre E.S. Pompeya en Trinidad, Obra concluida al 100%, con una ejecución total de Bs MM, E.S. Guayaramerin fue iniciada en la presente gestión, cuenta con un avance físico del 18%, y una ejecución financiera al mes de julio de Bs MM, esta obra concluirá en el

137 También se viene desarrollando el Proyecto de construcción de la Planta de Engarrafado en Trinidad (Fase II), mismo que se encuentra en revisión de la ingeniería básica y se prevé el inicio de obras civiles, a partir del mes de septiembre. Resultados en Proyectos de Infraestructura: En la anterior gestión se han concluido dos proyectos, y en el 2017 se pagaron las planillas de cierre cuyo detalle es el siguiente: Construcción de Galpón de Depósito de Garrafas en el Distrito Comercial Amazónico en Riberalta, cuya inversión asciende a Bs MM. Construcción Galpón de Almacenamiento de Garrafas para Zona Comercial Trinidad, con una Inversión total de Bs MM, Construcción Nuevas Oficinas DCAM Riberalta, Con una inversión total de Bs MM. Para el segundo semestre de la gestión 2017 se tiene un presupuesto por ejecutar de $us millones (74% del presupuesto anual), de cuyo importe el 39% corresponde a inversiones a cargo de YPFB Casa Matriz, el 43% en proyectos a ser ejecutados por las Empresas Filiales y Subsidiarias de YPFB y el restante 18% a cargo de las Empresas Operadoras Privadas con contratos petroleros con YPFB. A partir del cambio en la Presidencia Ejecutivo de YPFB de fecha 15 de junio 2017, se da un nuevo giro al enfoque de gestión de la Primera Empresa del país dentro del contexto por el cual atraviesa el sector de los hidrocarburos; tomando en cuenta tres aspectos claves e importantes: Profundizar la campaña exploratoria de nuestro país, priorizando aquellas inversiones que aporten reservas y producción en el corto y mediano plazo. Consolidar la industrialización de nuestros hidrocarburos Realizar una reingeniería de la Empresa para mejorar la gestión administrativa, darles mayor transparencia a las actividades de la empresa y optimizar el gasto corriente y de inversión. Colocar el tema de austeridad Bajo este nuevo enfoque es que se ha trabajado en ajustes al Plan Exploratorio y en una Estrategia de Comercialización de Urea, cuyo detalle es el siguiente. 4.1 Síntesis del Plan de Exploración Priorizado ( ) El Plan de Exploración descansa sobre tres pilares fundamentales: El primero se centra en la priorización de 11 proyectos exploratorios, fruto de una revisión a detalle del alcance, los volúmenes de hidrocarburos visualizados, pruebas de producción hasta el 2019 y la pronta entrada en producción, en caso de éxito exploratorio: Plan de exploración de corto plazo. 135

138 Fuente: YPFB El segundo pilar descansa en el total de proyectos visualizados dentro el portafolio exploratorio, los cuales se encuentran en proceso de validación por parte del personal técnico de YPFB. En este contexto, actualmente se está realizando un análisis profundo de geología regional que involucra a las cuencas de interés hidrocarburífero del país. Con dichos elementos técnicos, se perfeccionarán todos los proyectos exploratorios considerados en el mediano plazo: Plan de exploración de mediano plazo. El tercer pilar se basa en las oportunidades exploratorias que resulten de los análisis de cuenca y donde crucen información con los nuevos datos geológicos que actualmente se encuentran en ejecución. Estas últimas actividades son referidas a la adquisición de sísmica, aerogravimetría, magnetotelúrica y geoquímica, actividades que actualmente se están llevando a cabo en todas las cuencas de interés hidrocarburífero: Plan Exploratorio de largo plazo. En síntesis, el presente Plan Exploratorio considera en primera instancia la necesidad ineludible de incorporar reservas en el corto plazo. Para tal efecto, tanto YPFB como Ministerio de Hidrocarburos y el Gobierno del Estado Plurinacional de Bolivia se concentrarán en la ejecución en tiempo y forma de los 11 proyectos exploratorios priorizados. Seguidamente, el presente Plan no descuida los proyectos que rendirán frutos en el mediano plazo y que soportarán las exigencias de la demanda e industrialización de hidrocarburos. Finalmente, producto de la adquisición de nueva información geológica y la consolidación del análisis riguroso de las cuencas, se detectarán nuevas oportunidades exploratorias, tanto en áreas de frontera como en objetivos profundos. 4.2 Convenios de Estudio Gestión 2017 a) Áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi Durante la gestión 2017, se concluyeron tres (3) Convenios de Estudio llevados a cabo por la empresa GP EXPLORACION Y PRODUCCION S.L. (Sucursal Bolivia) GAZPROM para las áreas Vitiacua, La Ceiba y Madidi. A partir de los resultados de los Informes Finales, en fecha 26 de julio de 2017 se suscribió un Memorándum de Intenciones entre YPFB y GAZPROM, el cual tiene por objeto formalizar la intención de firma 136

139 de Contrato de Servicios Petroleros para las Áreas Vitiacua (ubicada en Zona Tradicional de los Departamentos de Santa Cruz y Chuquisaca) y La Ceiba (ubicada en Zona Tradicional del Departamento de Tarija), en el marco de la normativa aplicable. b) Área Rio Salado En fecha 25 de julio de 2017 se suscribieron dos Convenios de Estudio para la evaluación del potencial hidrocarburífero del Área Río Salado (ubicada en Zona Tradicional del Departamento de Tarija) entre YPFB y las empresas Shell Bolivia Corporation Sucursal Bolivia y Pluspetrol Bolivia Corporation Sucursal Bolivia. Los estudios tienen por objeto evaluar las oportunidades exploratorias del Área Rio Salado. Los respectivos Informes Finales serán presentados al cabo de un año calendario (hasta el 26 de julio de 2018) y una vez aprobados por YPFB, se podrán iniciar las gestiones de negociación de un Contrato de Servicios Petroleros para la exploración y explotación de hidrocarburos en la mencionada área. c) Convenios de Estudio Proyectados Segundo Semestre 2017 Hasta fines de 2017, se proyecta contar con tres Convenio de Estudio adicionales a ser suscritos entre YPFB y GAZPROM para las Áreas San Telmo Norte, San Telmo Sur y Astillero. Asimismo, se prevé que la empresa Pluspetrol Bolivia Corporation Sucursal Bolivia tenga interés en suscribir un Convenio de Estudio para el Área Madre de Dios. 4.3 Estado de los Contratos de Servicios Petroleros y Adendas Gestión 2017 a) Contratos de Servicios Petroleros Durante el primer semestre de la gestión 2017, se vienen gestionando en total 8 Contratos de Servicios Petroleros, de los cuales 3 contratos ya se encuentran Protocolizados, 1 contrato está en Proceso de Autorización, 1 contrato en Revisión por YPFB y 3 contratos en Proceso de Negociación. Se detallan a continuación el estado de cada uno de los contratos: Charagua, para esta área de exploración el 26 de Julio de 2017 se firmó el contrato de servicios petroleros tipo SAM con la empresa petrolera YPF Exploración & Producción de Bolivia S.A. como operador y titular del área, el contrato ya se encuentra protocolizado. Itacaray, para esta área de exploración el 26 de Julio de 2017 se firmó el contrato de servicios petroleros tipo Operación con la empresa petrolera Filial YPFB Chaco S.A. como operador y titular del área, el contrato ya se encuentra protocolizado. Aguaragüe Centro, para esta área de exploración el 26 de Julio de 2017 se firmó el contrato de servicios petroleros tipo Operación con la empresa petrolera Filial YPFB Chaco S.A. como operador y titular del área, el contrato ya se encuentra protocolizado. Abapó, para esta área de exploración se está gestionando un contrato de servicios petroleros tipo operación con la empresa petrolera YPF Exploración & Producción de Bolivia S.A. como operador y titular del área, el trámite de la ley de autorización del contrato se encuentra en proceso de revisión y autorización en el ministerio de hidrocarburos. Yuchán, para esta área de exploración se está gestionando un contrato de servicios petroleros tipo operación con la empresa petrolera YPF Exploración & Producción de Bolivia S.A. como operador y titular del área, el trámite se encuentra en proceso de revisión por parte de YPFB. Iñiguazu, para esta área de exploración se está gestionando un contrato de servicios petroleros tipo operación con la empresa petrolera Repsol E&P Bolivia S.A. como operador y YPFB Andina S.A.; Repsol E&P Bolivia S.A.; Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia S.A.; PAE E&P Bolivia S.A. con participación como titulares del área. Este se encuentra en proceso de conclusión de la negociación. Astillero, para esta área de exploración se está gestionando un contrato de servicios petroleros tipo operación con la empresa petrolera Filial YPFB Chaco S.A. como operador y YPFB Chaco S.A.; Petrobras Bolivia S.A. con participación como titulares del área. Este se encuentra en pro- 137

140 ceso de negociación definiéndose los participantes del contrato por parte de las autoridades de YPFB Corporación. San Telmo Norte, para esta área de exploración se está gestionando un contrato de servicios petroleros tipo operación con la empresa petrolera Petrobras Bolivia S.A. como operador y YPFB Chaco S.A.; Petrobras Bolivia S.A. con participación como titulares del área. Este se encuentra en proceso de negociación definiéndose los participantes del contrato por parte de las autoridades de YPFB Corporación. b) Adendas de Contratos de Servicios Petroleros Asimismo, desde el primer semestre de la gestión 2017, se vienen gestionando 3 Adendas a Contratos de Servicios Petroleros; de las cuales 1 contrato ya se encuentra Protocolizado, 1 contrato está en Proceso de Protocolización y 1 contrato en Proceso de Aprobación Legislativa. A continuación, se resume el estado de cada uno de los contratos: Tatarenda, el objeto de la adenda al contrato de operación fue por la cesión del 50 % de los derechos y obligaciones de la empresa petrolera Orca S.A. a favor de Matpetrol S.A., está ya se encuentra protocolizada y fue efectiva al 8 de mayo de Huacareta, el objeto de la adenda al contrato de servicios petroleros tipo SAM con la empresa petrolera Shell Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia S.A. como operador y titular del área, es por la modificación del índice de actualización de la deuda al titular del periodo de exploración y la participación directa. La adenda se encuentra en proceso de protocolización en notaria de gobierno para finalización del protocolo. Colpa y Caranda, el objeto de la adenda al contrato de operación es por la cesión del 100% de los derechos y obligaciones de la empresa petrolera Petrobras Argentina PESA a favor de Petrobras Bolivia S.A. El trámite se encuentra en proceso de aprobación legislativa en el ministerio de hidrocarburos, de la ley que viabiliza dicha cesión. 4.4 Estrategia de Comercialización de la Urea Uno de los grandes hitos que marcan la nacionalización de hidrocarburos es la industrialización del gas natural, gracias a la misma y al esfuerzo de técnicos y profesionales de YPFB se está logrando la culminación de la Primera Planta Petroquímica de Bolivia, que generará mayor valor agregado al gas natural boliviano transformándolo en Amoniaco y Urea, productos petroquímicos de alta demanda en todo el mundo. En el caso particular, la industrialización se traducirá en mayores ingresos económicos para el País, en este sentido, el éxito de la industrialización del gas natural y de la planta amoniaco urea se fundamentará en la producción de urea de alta calidad y aceptación en los mercados destino, procurando la maximización de la comercialización de las ventas en el mercado interno, así como de las exportaciones a los mercados internacionales, buscando una cartera de clientes objetivo que garantice y posicione a YPFB como un proveedor de este fertilizante confiable y serio en la región. Determinación de Mercados Objetivo - Demanda Importaciones Anuales de Urea en la Región. Pais Año * Brasil TM Argentina TM Paraguay TM Uruguay TM Fuente: Elaboración DCPI con datos de Pentatransaction Mediante un análisis de mercado, entre el 80 y 90% de la producción de urea será destinada al mercado externo, principalmente a los mercados de Brasil, Argentina, así como Paraguay y Uruguay. Entre tanto el 10% al 20% de la producción será destinado al mercado interno. 138

141 Precios y Condiciones Pronóstico de Precios Internacionales de Urea FOB Golfo Arabe, (Dólares por tonelada) YEAR USD/TM Fuente: Argus El precio que será establecido para ingresar como nuevo proveedor al mercado de la región será fijado mediante una fórmula que contemple el promedio de indicadores de precios internacionales, así como los costos de producción, logísticos, de transporte y almacenaje, precio que también será adecuado en forma periódica acorde a las tendencias de los mercados internacionales de fertilizantes. Lo que YPFB buscará, será ofrecer otras ventajas como ser calidad, suministro más confiable y oportuno de la urea en los mercados agrícolas de la región. DISTRIBUCIÓN, VENTAS Y LOGÍSTICA DE TRANSPORTE YPFB tiene previsto que la comercialización de urea se efectué en bolsas de 50 Kg y Big Bags (bolsas grandes) de 1 tonelada para el mercado interno. Para satisfacer el mercado externo se tiene previsto la comercialización de este fertilizante a granel. Para lo cual YPFB ha adquirido 250 vagones férreos y 500 contenedores, que serán empleados en un sistema logístico de descarga y despacho combinado (carretero y férreo) de urea desde la planta en Bulo Bulo hacia Montero y desde ahí a los mercados de destino, por lo tanto, se quiere requiere un sistema de distribución masivo, ágil y económico ii. Conclusiones (YPFB) En el primer semestre de la gestión 2017, YPFB ha orientado sus esfuerzos a proyectos exploratorios que nos vayan a permitir incrementar reservas en los siguientes años e incrementar volúmenes de producción. Se ha concluido con la perforación de 5 pozos exploratorios, 10 pozos de desarrollo, un estudio sísmico y 3 estudios de geología y geofísica. Durante el primer semestre, el 26% de la inversión se realizó en exploración y el 40,5 en desarrollo. Este aspecto demuestra que la prioridad de YPFB está en la inversión de E&E con 66,5%. Bajo la premisa de que nuestro gas es para los bolivianos, se avanza en la masificación del consumo de gas por nuestra población, con la puesta en operación de nuevas instalaciones de gas en este primer semestre, con las cuales se llega a un total acumulado de instalaciones domiciliarias, beneficiando a más de 3,7 millones de personas. Es importante resaltar que estamos llegando a ciudades y poblaciones alejadas de la red troncal de gasoductos, a través de lo que llamamos distribución Virtual de gas natural, que consiste en llevar gas natural 139

142 en estado líquido (GNL) en camiones cisternas criogénicos a poblaciones que nunca podrían disponer de este servicio a través de métodos convencionales de transporte por ductos. Es así que, hasta el primer semestre del 2017, se tiene 23 poblaciones beneficiadas en los departamentos de La Paz, Oruro, Potosí, Beni, Pando y Santa Cruz a las cuales estamos proporcionando gas domiciliario, beneficiando a cerca de 200 mil personas. Este primer semestre, se concluyó 4 Estaciones Satelitales de Regasificación que entrarán en operación en el segundo semestre. Adicionalmente es importante mencionar que se ha iniciado la ingeniería, procura y construcción para 5 nuevas poblaciones, cuyos trabajos serán concluidos el Es sin duda, uno de los mayores logros de esta gestión, la conclusión de la construcción de la Planta Amoniaco Urea en este primer semestre; que luego de las pruebas de desempeño entrará en operación en el segundo semestre de este año; consiguiendo satisfacer la demanda nacional de urea del sector agrícola y disponer de importantes volúmenes exportables a nuestros países vecinos que demandan de este insumo. De esta manera Bolivia deja de ser un país exportador de materias primas hidrocarburíferas, al exportar productos petroquímicos con un importante valor agregado. En la actividad de transporte de hidrocarburos, en este primer semestre se inició los proyectos de Incahuasi Cochabamba y la construcción del Gasoducto Sucre Potosí Fase I, que permiten satisfacer la creciente demanda de Gas Natural en mercado interno. Con la finalidad de garantizar la continuidad operativa en las actividades de Refinación, comercialización y almacenaje, se han invertido importantes recursos en YPFB Casa Matriz y sus empresas Filiales y Subsidiarias, garantizando el normal abastecimiento de hidrocarburos en el mercado local y el cumplimiento de nuestros compromisos con mercados externos. Otro de los objetivos importantes de YPFB Corporación es la internacionalización de actividades y servicios. Para ello en el primer semestre se ha continuado exportando GLP y se está trabajando en la consolidación y apertura de mercados con mayor valor agregado como el GLP, el GNL, la Urea y aceites lubricantes. Bajo la nueva administración de YPFB, la premisa es invertir con austeridad y priorizar proyectos que aporten a la cadena hidrocarburífera, optimizando el uso de los recursos que genera la empresa, para lograr resultados en el corto y mediano plazo. La nueva visión de YPFB, prevé la reorientación de la inversión a actividades exploratorias, al desarrollo de la producción de hidrocarburos y a afianzar la industrialización de los nuestros hidrocarburos, lo cual nos permitirá cumplir con objetivos principales: satisfacer la demanda de hidrocarburos de nuestra población y cumplir con nuestros mercados de exportación. 140

143 Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) 141

144 142

145 i. Aspectos Institucionales a) Creación, misión, visión Creación de la ANH. La Constitución Política del Estado en el artículo 365 establece que una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio del ramo, será responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la ley. Y en virtud a lo dispuesto en el artículo 138 del Decreto Supremo No de 7 de febrero de 2009, que determinó la Estructura Organizativa del Órgano Ejecutivo del Estado Plurinacional, se emitió la Resolución Administrativa SSDH No. 0474/2009 de 6 de mayo de 2009 y la Resolución Administrativa ANH No. 0475/2009 de 7 de mayo de 2009, mediante las cuales se adecuó el cambio de nombre de la Superintendencia de Hidrocarburos por el de Agencia Nacional de Hidrocarburos. Misión Institucional. La ANH es una entidad autárquica de derecho público con autonomía de gestión administrativa, normativa, legal, técnica y económica, con mandato constitucional de: Regular, Supervisar, Controlar y Fiscalizar con eficacia, eficiencia, calidad y transparencia, las actividades de toda la cadena hidrocarburífera, en el marco de la política nacional de hidrocarburos; precautelando los derechos y obligaciones de los operadores, usuarios y consumidores. Visión Institucional. Ser el Ente Regulador referente del Estado Boliviano que aplica la Gestión Regulatoria Tecnológica y Digital del Sector Hidrocarburífero, de manera equitativa y sostenible, acorde con el mandato constitucional. b) Objetivos Aplicar de manera integral y continua la Gestión Regulatoria -Regular, Supervisar, Controlar y Fiscalizar- en las actividades de exploración y explotación en el marco de la política y normativa del sector de hidrocarburos. Implementar y Fortalecer la Gestión Regulatoria mediante la sistematización de las actividades de refinación, industrialización, transporte y comercialización de los hidrocarburos y la distribución de gas por redes, para precautelar la seguridad, calidad, volumen, precio y continuidad del servicio, en el marco de la política del sector. Implementar mecanismos técnicos, administrativos y legales de apoyo a la Gestión Regulatoria con transparencia, solvencia y confiabilidad en el marco de la mejora continua. 143

146 c) Estructura organizacional 144

147 ii. Evaluación POA 2017 CUADRO DE SEGUIMIENTO Y EVALUACIÓN POA 2017 (PRIMER SEMESTRE) Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Comportamiento presupuestario de recursos al 30 de junio de 2017 (Expresados en bolivianos) PRESUPUESTO FUENTE DE ORGANISMO RUBRO DESCRIPCIÓN E.T. APROBADO PRESUPUESTO EJECUCIÓN % DE MODIFICACIONES FINANCIAMIENTO FINANCIADOR (LEY N 856 DE VIGENTE PRESUPUESTARIA EJECUCIÓN 28/11/2016) Recursos Específicos , , ,80 34, TASAS, DERECHOS Y OTROS INGRESOS , , ,17 31, Tasas , , ,02 29, Derechos , , ,68 61, Multas , , ,69 0, Otros Ingresos no Especificados , , ,78 153, DISMINUCIÓN Y COBRO DE OTROS ACTIVOS FINANCIEROS , , ,63 95, Disminución de Cuentas por Cobrar a Corto Plazo , , ,63 95, Transferencias TGN , , , ,59 53, TRANSFERENCIAS CORRIENTES , , ,39 52, Por Subsidios o Subvenciones , , ,39 52, TRANSFERENCIAS DE CAPITAL Por Subsidios o Subvenciones TRANSFERENCIAS DE CAPITAL , , ,20 99, Por Subsidios o Subvenciones , , ,20 TOTAL GENERAL , , , ,39 43,08 Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 145

148 FUENTE DE FINANCIAMIENTO ORGANISMO FINANCIADOR Comportamiento presupuestario de gastos al 30 de junio de 2017 GRUPO DE GASTO DESCRIPCIÓN (Expresados en bolivianos) PRESUPUESTO APROBADO LEY N 856 (28/11/2016) MODIFICACIONES PRESUPUESTARIAS PRESUPUESTO VIGENTE EJECUCIÓN % DE PRESUPUESTARIA (*) EJECUCIÓN Transferencias TGN , , , ,59 53, Servicios Personales , , ,23 46, Servicios No Personales , , , ,60 63, Materiales y Suministros , , , ,06 46, Activos Reales , , , ,00 40, Transferencias 4.000, , , Impuestos, Regalías y Tasas , , , ,50 49, Otros Gastos , , , ,00 54,45 SUBTOTAL GASTO CORRIENTE , , ,39 52,19 GASTOS DE INVERSIÓN Materiales y Suministros , , ,20 99,92 SUBTOTAL GASTO DE INVERSIÓN , , ,20 99, Transferencias de Recursos Específicos , , ,80 34, Transferencias , , ,80 34,93 SUBTOTAL TRANSFERENCIAS GASTOS DE FUNCIONAMIENTO TRANSFERENCIAS , , ,80 34,93 Total General , , , ,39 43,08 Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Programación de Recursos al 2 do Semestre (Expresados en bolivianos) Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Programación de Gastos al 2 do Semestre (Expresados en bolivianos) 146

149 Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos iii. Logros Institucionales 3.1. Dirección de Exploración (DEX). - Ejecutar las actividades operativas de regulación, supervisión, control y fiscalización de las operaciones de exploración de hidrocarburos, generando la normativa necesaria, estudios e investigaciones y los mecanismos internos de supervisión hacia los operadores. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Supervisar los trabajos de reconocimiento superficial Descripción de operaciones / (POA 2017) Nueva Esperanza Sísmica (YPFB). MT sub andino norte (YPFB). MT Subandino Sur (YPFB). Sísmica Rio Beni Fase II (YPFB). Pozo Expl BBL- BB x1 (Chaco). Pozo Expl DRC-x1 (Chaco). Logros Alcanzados Al 1 semestre 60% cumplido (6 Inspección in situ/4) Económico Impacto económico y/o social Inversión para reducir el riesgo geológico. Social Fuentes de trabajo local Validación de Datos Georreferenciados Sísmica 2D Nueva Esperanza Magnetotelúrica Subandino Norte Magnetotelúrica Subandino Sur 40% completado (4 informes de datos Georeferenciación) Económico Inversión para reducir el riesgo geológico Social Pozo Colorado 2H Fuentes de trabajo local Indicadores para el seguimiento a la actividad hidrocarburifera Supervisión y control de áreas sujetas a las actividades de exploración 12 reportes ejecutivos (50%) 2 infos trimestrales (50%) 1 inf semestral (50%) Económico Inversión para reducir el riesgo geológico. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Altiplano norte Sísmica 2D Actividades para incremento de reservas Adquisición e interpretación sísmica 2D Extremo Nord oeste a cercanías del Lago, involucrando a todas las localidades alrededor del proyecto (Tiahuanaco) Impacto económico y/o social Económico Inversión para reducir el riesgo geológico Social Fuentes de trabajo local 147

150 Sísmica Carohuaicho 8B, 8C y oriental Sísmica El Palmar Aerogravimetria y geoquímica de su cuenta Robore Adquisición y procesamiento de sísmica 2D en el Departamento de santa cruz. Adquisición y procesamiento de sísmica 2D en el departamento de Santa Cruz Adquisición de datos para estudios de probabilidad de incremento de reservas Económico Inversión para reducir el riesgo geológico Económico Inversión para reducir el riesgo geológico Social Fuente de trabajo local Social Fuentes de trabajo local Pozos Exploratorios Yarará x1, Gomero X1 IE, Aguarague Norte Sipotindi, Villamontes X7, El Palmar EPR x2, Guanacos X2 Económico Inversión para descubrir nuevas reservas Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 3.2. Dirección de Producción (DPR). - Ejecutar las actividades operativas de regulación, supervisión, control y fiscalización de las operaciones de explotación de hidrocarburos generando la normativa necesaria, estudios e investigaciones y los mecanismos internos de supervisión hacia los operadores. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Realización de convocatoria y participación en el Comité de Producción y Demanda PRODE. Inspección técnica a equipos superficiales de Well Testing. Descripción de operaciones / (POA 2017) El comité de producción y demanda (PRODE) se reúne mensualmente para evaluar los balances de producción demanda ejecutados del mes anterior y programar el abastecimiento al Mercado Interno (MI) y la exportación para los 3 meses siguientes. Las actividades ejecutadas por las empresas Operadoras bajo sus contratos de operación, son monitoreadas por personal de la Dirección de Producción, a objeto de verificar el cumplimiento de sus cronogramas operativos y la aplicación de las buenas prácticas dentro de la industria de hidrocarburos. Logros Alcanzados Al 1 semestre Se realizó el 50% de sesiones del Comité de Producción y Demanda PRODE programadas para la presente gestión. Se realiza un seguimiento de las actividades relevantes a la seguridad de pruebas de pozos a nivel nacional. Impacto económico y/o social Las sesiones del PRODE buscan definir los volúmenes de producción de las operadoras para garantizar la comercialización y el abastecimiento de hidrocarburos líquidos y GLP para el Mercado Interno. Mediante la supervisión de las operaciones con equipos superficiales de prueba de pozo se busca priorizar la seguridad y operatividad de estos. Seguimiento a actividades de perforación, terminación e intervención de pozos. Las actividades ejecutadas por las empresas Operadoras bajo sus contratos de operación, son monitoreadas por personal de la Dirección de Producción, a objeto de verificar el cumplimiento de sus cronogramas operativos y la aplicación de las buenas prácticas dentro de la industria de hidrocarburos. Se realizaron supervisiones técnicas a los pozos Hidrocarburíferos: CAI 13D Pozo de Desarrollo TTR 7 Intervención BBL BBX1 Pozo Exploratorio DRC X1 Pozo Exploratorio Mediante el control y supervisión de las operaciones de perforación se busca optimizar la perforación de pozos y minimizar de tiempos no productivos (los cuales tienen un impacto económico en la actividad), a través del seguimiento al cumplimiento de la normativa nacional e internacional en la actividad de perforación. Inspección técnica de plantas de procesamiento de hidrocarburos. Las Inspecciones contribuyen a verificar las condiciones técnicas y de seguridad ayudando a velar por la continuidad operativa, asegurar la correcta aplicación de normas Nacionales e Internacionales ; como resultado de estas Inspecciones, se presenta la Matriz de Observaciones y Recomendaciones emitidas a las Empresas Operadoras, con el propósito de que implementen las acciones necesarias para subsanar las mismas. Se realizó 12 inspecciones técnicas de plantas de procesamiento de hidrocarburos como ser: Inspecciones técnicas: Planta Percheles, Naranjillos, Carrasco, Paloma, Bulo Bulo, Vuelta Grande, San Roque y Caigua. Inspecciones de Verificación: Planta Naranjillos, Carrasco, Vuelta Grande y San Roque. Mediante el control y supervisión a las operaciones de procesamiento de Hidrocarburos se busca priorizar la seguridad y operatividad de las Plantas de Proceso para asegurar la producción de hidrocarburos y por ende el abastecimiento de los mismos al mercado interno. 148

151 Supervisión e inspecciones técnicas a los programas de mantenimiento en plantas de procesamiento de gas natural. El personal de la Dirección de Producción realiza supervisiones técnicas a los programas de mantenimiento, paros programados y no programados que acontecen en las plantas de procesamiento de gas. Se realizó 40% de las supervisiones técnicas programas a Plantas de Procesamiento de Gas Natural como ser: Plantas: Rio Grande, Yapacani, Sirari y Vuelta Grande. Mediante el control y supervisión de las operaciones de mantenimiento se busca minimizar el riesgo hasta límites aceptables de seguridad personal, material y financiera Verificación a la calidad del GLP en plantas de procesamiento de gas natural Se realizan las verificaciones de calidad de GLP insitu a plantas de procesamiento de Gas Natural con facilidades de extracción de Licuables según lo establecido en el Decreto Supremo Se realiza la verificaciones de calidad de GLP de Plantas de Procesamiento de Gas Natural Mediante el control de calidad de GLP se asegura que el producto consumido por los Usuarios este dentro de las especificaciones estipuladas en la normativa vigente. Generación de información estadística de la producción de hidrocarburos. Se realiza reportes con indicadores y gráficos sobre la producción de Hidrocarburos para coadyuvar a la toma de decisiones. Se atendieron 9 solicitudes de requerimiento de Información estadística de la producción de hidrocarburos a nivel nacional. Se proporciona estadísticas del comportamiento de la Producción de Hidrocarburos a nivel nacional. Realización de monitoreo y evaluación de la producción de hidrocarburos. Realización de monitoreo de calidad de GLP en el sistema modulo octano Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Se realiza un monitoreo diario de la producción de Hidrocarburos y de los eventos suscitados en plantas y campos que se encuentran en áreas de explotación El monitoreo y seguimiento de los reportes de calidad de GLP se realiza diariamente por el personal encargado de la mencionada actividad, el mismo controla los parámetros de calidad de GLP mencionados en el Anexo A del DS mediante el Sistema Octano. Se realizaron 6 informes de monitoreo y evaluación al comportamiento de los campos productores de hidrocarburos y plantas de procesamiento. Se realizaron 6 informes de monitoreo de calidad de GLP. Mediante el monitoreo se obtiene información sobre el comportamiento de la producción de hidrocarburos a nivel nacional con el objeto de velar el abastecimiento continuo y sostenible para el mercado interno. Mediante el control de calidad de GLP con el Sistema Octano se asegura que el producto entregado a los Usuarios finales este dentro de las especificaciones estipuladas en la normativa vigente Direccion de Ductos y Transportes (DDT).- Regular, supervisar. Controlar y fiscalizar las actividades consernientes al transporte de hidrocarburos por Ductos y Otros Transportes de Hidrocarburos. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Evaluación técnica de solicitudes para la autorización de proyectos de construcción, ampliación, mejoras, ductos nuevos y de continuidad operativa, para el transporte de hidrocarburos por ductos Evaluación técnica de solicitudes para la autorización o licencia de operación para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Descripción de operaciones / (POA 2017) Verificación de los aspectos técnicos para la otorgación de autorización de construcción de los proyectos presentados: ubicación y planos de la instalación, capacidad requerida, sistemas de control, análisis de la demanda, y otros requisitos de acuerdo a normativa vigente. Verificación de los aspectos técnicos para la otorgación de licencias de operación: Registro de las pruebas hidrostáticas y otros requisitos de acuerdo a normativa vigente. Logros Alcanzados Al 1 semestre Se evaluaron los siguientes proyectos: Proyecto Expansión Gasoducto Sucre -Potosí fase 1 (25 %) Proyecto: Mitigación de Afectaciones al Poliducto Camiri Sucre, Sector El Salto Padilla (100%) Proyecto: Estación de compresión Parapetí (76%) Proyecto: Sistema Contraincendios Terminal Arica, Oleoducto OSSA-2 (10%) Proyecto: Adecuación Poliducto Cochabamba Oruro (PCOLP II) fase 1 (100%) Se otorgó la Licencia de operación a la Extensión Gasoducto Carrasco Yapacani. Se Autorizó la operación del sistema de Poliductos en favor de YPFB Transporte: - Poliducto Cochabamba - La Paz - Poliducto Cochabamba - Oruro - Poliducto Cochabamba Puerto - Villarroel - Poliducto Camiri Santa Cruz - Poliducto Camiri Sucre - Poliducto Sucre Potosi - Poliducto Villamontes Tarija Impacto económico y/o social Se incrementará la capacidad de transporte de gas de 6.8 MMpcd a MMpcd del Gasoducto Sucre Potosí, que permitirá incrementar el transporte de gas natural al departamento Potosí y áreas aledañas a partir del 23/03/2018. Se incrementó la capacidad de transporte del Gasoducto Carrasco Yapacani de 128,2 MMpcd a 144 MMpcd, situación que permitió garantizar el volumen requerido por la Planta de Urea y Amoniaco. 149

152 Aprobación de manuales y/o resultados de pruebas de presión en el sistema de ductos - Inspección técnica a Pruebas de Presión en el sistema de ductos. Evaluación técnica de solicitudes para la autorización de proyectos de construcción, ampliación, mejoras, ductos nuevos y de continuidad operativa, para el transporte de hidrocarburos por ductos Evaluación técnica de solicitudes para la autorización o licencia de operación para el Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Aprobación de manuales y/o resultados de pruebas de presión en el sistema de ductos - Inspección técnica a Pruebas de Presión en el sistema de ductos. Evaluación de sucesos reportados en el Transporte de Hidrocarburos - Inspección técnica a las intervenciones debido a Sucesos en el sistema de ductos, con afectación al abastecimiento. Inspección técnica a los ductos en operación. Asignación de la capacidad de transporte de gas natural a los usuarios del Occidente del País, elaborada conjuntamente con la Comisión del GAA. Evaluación técnica de la solicitud de procedimientos y resultados de pruebas hidrostáticas para el sistema de ductos y realización de inspecciones de acuerdo a su importancia. Verificación de los aspectos técnicos para la otorgación de autorización de construcción de los proyectos presentados: ubicación y planos de la instalación, capacidad requerida, sistemas de control, análisis de la demanda, y otros requisitos de acuerdo a normativa vigente. Verificación de los aspectos técnicos para la otorgación de licencias de operación: Registro de la pruebas hidrostáticas y otros requisitos de acuerdo a normativa vigente. Evaluación técnica de la solicitud de procedimientos y resultados de pruebas hidrostáticas para el sistema de ductos y realización de inspecciones de acuerdo a su importancia. Evaluación técnica de los informes preliminares y detallados de los sucesos remitidos por los operadores relacionados con la construcción, operación, mantenimiento o abandono del sistema de ductos y realización de inspecciones de acuerdo a su importancia. Realización de Inspecciones técnicas para verificar la integridad del sistema de ductos. Asignación de la capacidad de transporte de gas natural a los usuarios del Occidente del País, elaborada conjuntamente con la Comisión del GAA (Gasoducto al Altiplano). 16 solicitudes de procedimientos y/o resultados de Pruebas Hidrostáticas evaluadas. Se realizó una inspección a la realización de la prueba hidrostática al Gasoducto GASYRG, del Proyecto Cruce Rio Pilcomayo Se evaluó 1 proyecto: Proyecto Expansión GSP fase 1 Una Licencia Otorgada: Extensión Gasoducto Carrasco Yapacani 16 solicitudes de procedimientos y/o resultados de Pruebas Hidrostáticas evaluadas. Se realizó una inspección a la realización de la prueba hidrostática al Gasoducto GASYRG, del Proyecto Cruce Rio Pilcomayo Evaluación de 19 informes preliminares y detallados de sucesos. Se realizaron 2 inspecciones a los sucesos en el Gasoducto Villamontes - Tarija (GVT) y Poliducto Camiri Sucre (PCS). De acuerdo a la programación se realizaron 9 inspecciones: OSSA1 (Oleoducto Sica - Arica) SC OSSA2(Oleoducto Sica - Arica) CB PCOLP1 (Poliducto Cbba La Paz) PCOLP2 (Poliducto Cbba Oruro) OCSC (Oleoducto Caranda Santa Cruz) ONSZ-2 (Oleoducto Norte - Santa Cruz) GAA-1 (Gasoducto al Altiplano) SC GAA-2(Gasoducto al Altiplano) CB PCS (Poliducto Camiri - Sucre) Se realizaron 2 reuniones de asignación de capacidad en el sistema GAA (Gasoducto al Altiplano) Verificar la integridad de las tuberías para asegurar la continuidad del Transporte de Hidrocarburos por ductos, y garantizar el abastecimiento de la zona de influencia. Se incrementará la capacidad de transporte de gas de 6.8 MMpcd a MMpcd del Gasoducto Sucre Potosí, que permitirá incrementar el transporte de gas natural al departamento Potosí y áreas aledañas a partir del 23/03/2018. Se incrementó la capacidad de transporte del Gasoducto Carrasco Yapacani de 128,2 MMpcd a 144 MMpcd, situación que permitió garantizar el volumen requerido por la Planta de Urea y Amoniaco. Verificar la integridad de las tuberías para asegurar la continuidad del Transporte de Hidrocarburos por ductos, y garantizar el abastecimiento de la zona de influencia. Minimizar los posibles daños medioambientales y personales como resultado de los sucesos ocurridos, sentando precedente para evitar otros sucesos. Para precautelar la continuidad de servicio en el transporte de hidrocarburos, se realizan inspecciones para verificar la correcta operación y el adecuado mantenimiento de los ductos. Se establece una adecuada distribución de gas natural en el occidente del país (La Paz, Oruro y Cochabamba). 150

153 Programación del Transporte de Hidrocarburos Líquidos (PRODE de Transporte) elaborado conjuntamente con las empresas operadoras. Programación del transporte de hidrocarburos líquidos (PRODE) (Programación de la Demanda) elaborado conjuntamente con las empresas operadoras. Se realizaron 7 reuniones para la programación del transporte de hidrocarburos líquidos PRODE (Programación de la Demanda). Se establece que el transporte y distribución de hidrocarburos líquidos a través de ductos y otros medios de transportes asegura la demanda en el mercado interno. Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 3.4. Dirección de Refinación e Industrialización (DRI). - Regular, Supervisar, Controlar y Fiscalizar, todas las actividades de construcción, operación, mantenimiento, modificación, ampliación y abandono de sitio, correspondiente a refinería, Plantas de Separación de Líquidos, Plantas de Industrialización de Hidrocarburos, Plantas de Gas Natural Licuado (GNL), Estaciones de Regasificaciones (ER s) y otras relacionadas. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Evaluación técnica para otorgar Licencias de Operación a Refinerías Evaluación de balance y nominación-programación de la producción de Refinerías- PRODE Evaluación técnica para autorizar Paros Programados de Refinerías Evaluación técnica para la autorización de exportación de productos de Refinerías Supervisión a la operación en Refinerías. Supervisión a los procedimientos y ensayos de calidad de los productos de Refinerías. Supervisión a la seguridad en Refinerías. Supervisión a los sistemas de medición de volumen de Refinerías. Descripción de operaciones / (POA 2017) Otorgación de Licencia para la Operación a Refinerías Balance de la producción del mes anterior y programación de producción para el mes posterior Autorización, control y supervisión a paros programados a Refinerías Autorización de exportación de Refinerías Inspección a la operación en Refinerías. Inspección a los procedimientos y ensayos de calidad de los productos de Refinerías. Inspección a la seguridad en Refinerías. Inspección a los sistemas de medición y volumen de Refinerías. Logros Alcanzados Al 1 semestre Se emitió Licencia de Operación a la Nueva Unidad de Isomerización (NUIS) Refinería Guillermo Elder Bell Se realizó el balance y la nominación para el abastecimiento del mercado interno. Correcta supervisión y control de las actividades autorizadas en el paro programado en la Refinería Gualberto Villarroel. Se autorizó la exportación de Bbls Crudo Reconstituido y m3/ mes exportación de Gasolina Blanca durante el primer semestre Se superviso el rendimientos de las operaciones de las Refinerías: Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Oro Negro Se superviso la calidad de carburantes y lubricantes de las Refinerías: Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Oro Negro Se superviso la seguridad de las instalaciones de las Refinerías: Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Oro Negro Se superviso la correcta operación de los sistemas de medición de volumen de las Refinerías: Gualberto Villarroel, Guillermo Elder Bell y Oro Negro. Impacto económico y/o social ECONÓMICO. Con la producción de Gasolina Intermedia Isomerado se reducirán considerablemente la subvención a la importación de insumos y aditivos para la formulación de Gasolina Especial. SOCIAL Se garantizó el abastecimiento de los carburantes del mercado interno. SOCIAL Se garantiza la seguridad y continuidad de operaciones de la Refinería. Económico Beneficios económicos para el estado por la venta de excedentes de Crudo Reconstituido (RECON) y Gasolina Blanca. ECONÓMICO Se garantiza la eficiencia de la Operación de las Refinerías. SOCIAL Se garantiza la Calidad de Carburantes y Lubricantes para el abastecimiento del mercado interno. SOCIAL Se garantiza la continuidad de las operaciones bajo estándares nacionales e internacionales de Seguridad. ECONÓMICO Se garantiza que los sistemas de medición de volumen operen dentro las tolerancias permitidas, para la correcta transferencia de custodia de los volúmenes producidos en las Refinerías. 151

154 Evaluación de solicitudes para autorizar Paros Programados de Plantas de Industrialización de Hidrocarburos Evaluación del Balance y Nominación Programación de Plantas de Industrialización de Hidrocarburos - PRODE Evaluación de Solicitudes de Exportación de los productos de Plantas de Industrialización de Hidrocarburos Supervisión a la Operación de Planta de Industrialización de Hidrocarburos Supervisión a los procedimientos y ensayos de calidad de los productos de Plantas de Industrialización de Hidrocarburos Supervisión a la seguridad en Plantas de Industrialización de Hidrocarburos Supervisión a la construcción de las Plantas de Industrialización de Hidrocarburos Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Autorización, control y supervisión a Paros Programados a Plantas de Industrialización Balance de producción del mes anterior y programación de producción para el mes posterior Autorización de Exportaciones de productos de Plantas de Separación de Líquidos Inspección a la Operación en Plantas de Industrialización y Estaciones de Regasificación Inspecciones a la Calidad de los Productos de las Plantas de Industrialización Inspecciones a la Seguridad de las Plantas de Industrialización Inspecciones a la Construcción de nuevas Plantas de Industrialización Correcta supervisión y control de las actividades autorizadas en el Paro Programado de la Planta de Separación de Líquidos Rio Grande Se realizó el balance y la nominación de productos de GLP y Gasolinas para el abastecimiento del mercado interno. Se autorizó la exportación de TM/mes de GLP a los mercados del Perú y Paraguay, Y la exportación de 1000 m3/ mes de Gasolinas al mercado del Perú 15 supervisiones a la eficiencia de las Operación de las Plantas de Separación de líquidos (Rio Grande y Gran Chaco) y la Planta de Gas Natural Licuado (GNL) y Estaciones de Regasificación Se superviso la Calidad de los productos de las Plantas de Separación de Líquidos (GLP) 13 supervisiones a la Seguridad de las Instalaciones de las Plantas de Industrialización y Estaciones de Regasificación. 18 Inspecciones a la construcción de nuevas Plantas de Industrialización (Planta de Amoniaco & Urea y Estaciones de Regasificación SOCIAL Se garantiza la seguridad y continuidad de operaciones de la Planta de Separación de Líquidos Rio Grande. SOCIAL Se garantizó el abastecimiento de productos para el mercado interno (GLP y Gasolinas). ECONÓMICO Beneficios económicos para el Estado por la venta de excedentes de las Plantas de Industrialización (GLP y Gasolinas). Económico Eficiente Operación de las Plantas de Industrialización y Estaciones de Regasificación. Social Se garantiza la Calidad de GLP para el abastecimiento del mercado interno. Social Se garantiza la continuidad de operaciones bajo estándares de nacionales e internacionales de Seguridad Económico Garantizar el cumplimiento del cronograma de construcción de acuerdo a contrato hasta la operación de la Planta Dirección de Regulación Económica (DRE). - Regular, Controlar, Supervisar y Fiscalizar las actividades económicas y financiera de los operadores del sector. OPERACIÓN ( de acuerdo a POA 2017) Determinar los precios y tarifas de la cadena de hidrocarburos, de acuerdo con la normativa vigente. Descripción de operaciones / (POA 2017) Revisión y generación de la base de datos e indicadores de los reportes trimestrales remitidos por las empresas de Refinación en virtud a la RM 128/13 (Margen de refinación) Determinación y cálculo de precios y tarifas de las actividades de la cadena productiva de los hidrocarburos en el mercado interno. Logros Alcanzados Al 1 semestre Se realizó la revisión y análisis de los reportes trimestrales de las empresas de Refinación (YPFB Refinación S.A. y Oro Negro S.A.). Se realizó el cálculo diario, mensual de los precios de los productos regulados y de gas natural para el mercado interno. 152

155 Realizar el Control, Fiscalización y Supervisión de los aspectos económicos y financieros de las actividades de la cadena de hidrocarburos, de acuerdo a normativa vigente. Revisión y análisis de los Presupuestos Programados (PP) y Ejecutados de las empresas de transporte de hidrocarburos por ductos. Realización de Auditorías Regulatorias y/o la aprobación de los Presupuestos Ejecutados de las empresas de Transporte de Hidrocarburos por Ductos. Revisión y generación de la base de datos e indicadores con la información de los reportes de los Fondos FONGAS, fondo de Conversión y el Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV. Verificación y certificación de los valores para la compensación y cálculo de ajustes en el sector de hidrocarburos. Se realizó el análisis de los PP y Ejecutados de las concesiones de las empresas reguladas. Se realizó el cálculo diario, mensual de los precios de los productos regulados y de gas natural para el mercado interno. Se realizó el análisis de los PP y Ejecutados de las concesiones de las empresas reguladas. La ANH realiza la auditoria regulatoria a la concesión otorgada a YPFB Chaco S.A. y Discar S.R.L. Se realizó el seguimiento y control a la recaudación y transferencia de los recursos del Fondo de Conversión de Vehículos GNV y del Fondo de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV. Se realizó el cálculo de la compensación proveniente del Diferencial de Ingresos para las empresas de refinación con una capacidad menor o igual a Barriles por día, correspondiente a la Refinería Oro Negro. Se realizó el cálculo de compensación derivada del diferencial de Precios existente entre el DO y el Gas Oíl en el marco de la Resolución Bi ministerial N , así como, se realizó el cálculo de compensación por la importación de insumos y aditivos. Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 153

156 Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 3.6. Dirección de Tecnologías de Información y Comunicación (DTIC).- Coadyuvar la gestión técnica, operativa y administrativa de las direcciones y unidades de la ANH, mediante el uso de tecnología de información y comunicación, garantizando la disponibilidad y seguridad de las bases de datos, información, servicios de informáticos e infraestructura tecnológica a los usuarios, para el adecuado procesamiento de datos e información generada en la ANH, alineada de acuerdo a los objetivos estratégicos de la Institución. Operaciones ( de acuerdo a POA 2017) Monitorear los sistemas de Información implementados a Nivel Nacional Brindar Soporte y mantenimiento a los componentes del BSISA en Estaciones de Servicio Descripción de operaciones / (POA 2017) Monitoreo de aplicación en entorno web (RTDM) que permite contar con información en línea de Plantas de Almacenaje operadas por YPFB Logística S.A., YPFB Comercial y Plantas de Empresas Privadas. Monitoreo, Soporte y Mantenimiento mediante el entorno web (RTDM) mismo que permite la operatividad del sistema B-SISA en las Estaciones de Servicio Logros Alcanzados Al 1 semestre Consumo automático de información de SALDOS, RECEPCIONES y DESPACHOS de las 16 plantas de almacenaje de líquidos Generar alertas en tiempo real en base a los días de autonomía disponible por región Funcionamiento del B-SISA al 100% en Estaciones de Servicio Crecimiento de implementación del Sistema de Control de Gota en Estaciones de Servicio. Incremento en la operabilidad del Decretos Supremo 2243 en las Estaciones de Servicio. Recuperación de Adeudos mediante la generación de Alertas y Restricción por parte de Entidades del Estado ( ANB, IBMETRO, ITV, SUIC y otros) mediante el sistema B-SISA Impacto económico y/o social Económico: Principio de Continuidad monitoreo a los servicios de transporte y distribución, asegurando la demanda del mercado interno de manera permanente. Social: Evitar que se pueda presentar un posible desabastecimiento de hidrocarburos líquidos para su comercialización. Económico: con el control del flujo de combustible de las EE.SS., el B-SISA permite determinar la cantidad de la demanda del mercado interno. Social integración e interrelación generando sinergias entre instituciones en base a información generada por el B-SISA y dando el cumplimiento de tareas y fines establecidas a las mismas Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 154

157 Unidad de Monitoreo de sistemas de información. Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 3.7. Dirección de Operaciones de Interdicción de Hidrocarburos (DOIH). - Establecer y ejecutar políticas, directrices, acciones preventivas y operativos para combatir actividades ilícitas relacionadas con hidrocarburos, con la finalidad de lograr la continuidad de estos, en beneficio de usuarios y consumidores finales y reducir el daño económico al Estado. Operaciones ( de acuerdo a POA 2017) Promover y ejecutar operativos de prevención, interdicción y control para c o m b a t i r actividades ilícitas relacionadas con la comercialización, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, a fin de lograr la continuidad del abastecimiento a nivel nacional, precautelando los intereses del Estado. Descripción de operaciones / (POA 2017) Realización de operativos de interdicción y control para combatir actividades ilícitas relacionadas con la comercialización, transporte y almacenamiento de hidrocarburos a nivel nacional a través de denuncias recibidas o de oficio, en coordinación con las Distritales, FF.AA., Policía Boliviana, Fiscalía y otras instituciones componentes. Logros Alcanzados Al 1 semestre Secuestros de Combustibles y otros en coordinación con diferentes instituciones públicas. Cantidad secuestrada al 30 de junio de 2017: Litros de Combustibles. (Diésel, Gasolina Especial). De acuerdo a precio internacional, con un Valor recuperado para el Estado Boliviano de Bs ,72). 128 Cilindros de GLP Valor Aprox. Bs34.500,00 (89 Con Contenido en países vecinos Valor Aprox. Bs26.700,00 y 39 Sin Contenido Valor Aprox. Bs7.800,00). 13 Vehículos secuestrados Valor Aprox. Bs , Tanques de combustible adicionados a vehículos con placa de circulación nacional. 67 Operativos de Interdicción y control de Estaciones de Servicio en sectores de alto riesgo. Asimismo, se 39 denuncias presentadas a la ANH relacionadas a ilícitos de hidrocarburos, atendidas en la gestión 2017, mismas que fueron atendidas en su totalidad. Impacto económico y/o social Económico Desde el punto de vista económico, el costo/beneficio es favorable y altamente provechoso para el Estado debido a que los hidrocarburos son subvencionados en beneficio de la población boliviana, hecho que se refleja en la monetización de lo secuestrado. Asimismo, se ha logrado sentar presencia en toda la geografía nacional con el fin de evitar la fuga indiscriminada de combustibles líquidos y GLP (Garrafas) hacia países vecinos. Social A través de los Operativos realizados, los Hidrocarburos secuestrados retornan al circuito de comercialización en el mercado interno nacional llegando al consumidor final Dirección de Coordinación Distrital (DCOD). - Dirigir, coordinar y articular los procesos y actividades de regulación, control, supervisión y fiscalización del sector de hidrocarburos a nivel desconcentrado, mediante las Direcciones Distritales en cada departamento (9). Operaciones ( de acuerdo a POA 2017) Descripción de operaciones / (POA 2017) Logros Alcanzados Al 1 semestre Impacto económico y/o social 155

158 Control y seguimiento técnico al cumplimiento al prode Control y seguimiento de movimiento de productos derivados de petróleo Control y seguimiento a los reportes de operadores Control y seguimiento a las inspecciones técnicas realizadas por las direcciones distritales Velar por el cumplimiento de las condiciones, requisitos, plazos y formalidades de las reclamaciones inmediatas, directas y administrativas. Generar actividades de prevención sobre los riesgos en el uso de los productos derivados de los hidrocarburos, a través de la elaboración de campañas informativas, educativas dirigidas a usuarios y consumidores sobre productos y servicios que prestan los operadores así como las obligaciones y derechos de los mismos. Elaboración de encuestas del grado de satisfacción del cliente Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos Se realiza la consolidación de información por las direcciones distritales y asignación de volúmenes Consolidación de los volúmenes reportados y consolidados de operadores Se realiza el control de los reportes de conversiones, ventas, recalificaciones Inspecciones técnicas de control de calidad y seguridad a los operadores: plantas terminales de almacenaje de combustibles líquidos, plantas de engarrafado, estaciones de servicio, plantas distribuidoras, talleres de conversión y recalificación; así como la fiscalización de instalaciones internas de gas natural y glp a granel. Atención de las solicitudes de reclamos por prestación de servicio de los operadores, registro de reclamos en formularios. Se realizan perfiles y ejecución de campañas las cuales incluyen actividades de información y prevención dirigidas a los usuarios finales; las actividades son realizadas a través de las oficinas odeco de las direcciones distritales. Medición del grado de satisfacción del cliente, a través de encuestas referentes a la atención recibida por parte de las oficinas odeco, pertenecientes a las direcciones distritales en cuanto a reclamaciones, consultas y atenciones por seguridad y riesgo. Cumplimiento a la producción y demanda de gasolinas, diésel oíl y gas licuado de petróleo. Control en el abastecimiento a nivel nacional de combustibles líquidos y lp. Seguimiento al cumplimiento de los reportes de los operadores. Regulados operando con las condiciones de seguridad y cumpliendo con una atención oportuna en cuanto a calidad, cantidad y precio justo. Se registraron datos de enero a junio sobre un total de: rec. administrativas = 5 atenciones por seguridad y riesgo = 1634 rec directas = 488 Se ejecutaron a junio 51 campañas de información y prevención a nivel nacional. Cumplimiento en la elaboración de encuestas del grado de satisfacción a los clientes/ usuarios de la anh, por parte de las oficinas odeco a nivel nacional. Garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos y glp del mercado interno del país. Garantizar el abastecimiento de combustibles líquidos y glp del mercado interno del país. Proteger los derechos de los consumidores a través de la atención eficaz y eficiente. Garantizar que los Operadores presten servicios con calidad y de acuerdo normativa vigente. 156

159 157

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161 3.9. Unidad de Transparencia. - Aplicar los cuatro ejes de trabajo establecido en la Política Nacional de Transparencia y Lucha contra la Corrupción en la ANH. Operaciones ( de acuerdo a POA 2017) Atenciones de solicitudes y/o requerimiento de información Transparencia Institucional Descripción de operaciones / (POA 2017) Atenciones de información inmediata, actualizada y orientación diferenciada. Verificación documental de los trámites previo ingreso por correspondencia. Implementación Sistema de Verificación Documental Logros Alcanzados Al 1 semestre Se realizaron solicitudes de información. Se verificaron trámites previos a su ingreso. Impacto económico y/o social Fortalecimiento de mecanismos de transparencia institucional en la prevención y lucha contra la corrupción Control Social y Rendición Pública de Cuentas Prevención y Lucha Contra la Corrupción Socialización de normativas a actores de control social Proyecto de Reglamento de Control Social Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas desarrolladas: Final 2016 inicial 2017 Tarija del sector hidrocarburos Socialización de normativas a servidores ANH informes trimestrales de atención de quejas por servicio prestado en la institución Informes trimestrales de atención denuncias por presuntos hechos de corrupción. Se viene realizando socializaciones de la Ley N 341 de Participación y Control Social dando a conocer sus derechos, atribuciones, obligaciones, restricciones y prohibiciones y el primer semestre se socializo a la organización Taypi Warminaka Huatajata. Se desarrollan socializaciones de normativa a servidores públicos de la ANH. Se atendieron 6 denuncias por presuntos hechos de corrupción. Se atendieron 9 quejas por malos tratos, información y servicio deficiente, negativa de atención y retardación. Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 4.1. Proyectos en etapa de aprobación e implementación. - Dentro del Departamento del Beni se realizaron 6 Informes Técnicos de Inspección a Instalaciones para la Otorgación de autorización de instalación a puestos de venta de GLP en garrafas con el objetivo de Contribuir en la masificación del uso de GLP en 159

162 garrafas a través de los mismos Sísmica 2D Rio Beni fase II.- Adquisición procesamiento e interpretación en sísmica 2D, Extremo Nord oeste de Bolivia involucrando los departamentos del Beni, Pando y La Paz, Involucra 2 TCO, Multiétnico II y Cabineño, como un impacto económico la inversión ayuda para reducir el riesgo geológico y socialmente genera fuentes de trabajo local Ejecución de operativos de interdicción y control para combatir actividades ilícitas relacionadas con la comercialización, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, a fin de lograr la continuidad del abastecimiento a nivel nacional, precautelando los intereses del Estado. - A través de denuncias recibidas o de oficio, en coordinación con las Distritales, FF.AA., Policía Boliviana, Fiscalía y otras se logró secuestrar Litros de Combustibles. (Diésel, Gasolina Especial). De acuerdo a precio internacional, la cantidad de combustible secuestrado llega a un Valor recuperado para el Estado Boliviano de Bs ,00 (Ciento Veinticinco Mil 00/100 bolivianos), 2 Barcazas con un valor Aprox. de Bs ,00 (Sesenta y Dos Mil Seiscientos Cuarenta 00/100 bolivianos) y un vehículo Marca Toyota Tipo Noah con un valor Aprox. de Bs ,00 (Veinte Mil 00/100 bolivianos). 160

163 TOMA FOTOGRÁFICA. - Vehículo secuestrado en la tranca San Javier Trinidad Implementación de programas de prevención contra ilícitos de hidrocarburos y derivados en coordinación con otras instituciones del Estado.- En el primer semestre se realizó el Primer Programa de Socialización en la Prevención y Lucha Contra Ilícitos de Hidrocarburos en el marco de la Ley N 100 en la ciudad de Trinidad Beni, con la participación de la Fiscalía Departamental del Beni, 2do Distrito Naval Mamore, Fuerza de Tarea Especial Diablos Azules, Policía Rural y Fronteriza, Fuerza Aérea, PO- FOMA, Grupo de Inteligencia y Operaciones Especiales, UMOPAR y la 6ta División del Ejército. 161

164 4.5. Avances de las actividades de Comercialización

165 4.6. Operadores registrados en el Beni. Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos 4.7. Monitoreo de sistema de información del B- SISA en el Departamento del Beni. - Este sistema apoya la regulación, supervisión, control y fiscalización de la comercialización de carburantes capaz de generar la información necesaria para evitar el uso indebido de los hidrocarburos y las actividades ilícitas Fortalecimiento institucional con la adquisición de inmueble para el funcionamiento de la oficina de la ANH en la ciudad de Trinidad.- Se ha logrado realizar todas las actividades previas para la adquisición de oficinas en la Ciudad de Trinidad, desde la necesidad de contar con oficinas propias, la captación de los recursos necesarios del MEFP, certificación de inexistencia de bienes inmuebles emitido por el SENAPE, evaluación de las mejores opciones acorde a nuestra necesidad directa en el lugar, hasta lo que representa aplicar los procedimientos y normativa para la contratación en el marco del Decreto Supremo N 0181 y normativa vigente; para una mejor atención en las ciudades del departamento, así tener condiciones adecuadas para una mejor presentación de servicios a la población para el funcionamiento de la oficina de la ANH en la ciudad del Trinidad. 163

166 4.9. Campañas. - iv. Conclusiones (ANH) La Agencia Nacional de Hidrocarburos, tiene la certificación del SISTEMA DE GESTIÓN DE LA CALIDAD ISO 9001:2008 desde el año 2013, así mismo el año 2016 se logró la certificación en todos sus procesos ISO 9001:2015, otorgada por el IBNORCA, que, al presente, ha permitido desarrollar sus actividades con mayor eficiencia y transparencia en beneficio de la sociedad boliviana. La ANH mediante el Sistema de Autoidentificación B-SISA registra vehículos, motocicletas, aeronaves, maquinaria agrícola y embarcaciones para apoyar la regulación, supervisión, control y fiscalización en la comercialización de carburantes capaz de generar la información necesaria, para evitar el uso indebido de los hidrocarburos y la actividad ilícita. En ese sentido la Agencia Nacional de Hidrocarburos, aplico de manera integral y continua la gestión regulatoria cumpliendo las atribuciones otorgadas por la Constitución Política del Estado, regulando, controlando, supervisando y fiscalizando la cadena de hidrocarburos y asegurando que los derechos y obligaciones de los operadores se cumplan eficaz y eficientemente en defensa de los usuarios y consumidores a nivel nacional. 164

167 165

168 Refinación e Industrialización Explotación Transporte y Almacenaje Exploración LA CADENA DE LOS HIDROCARBUROS Distribución de Gas Natural por Redes Comercialización INDUSTRIALIZACIÓN Planta de Amoniaco y Urea Gasolina y Diésel Planta de Propileno y Polipropileno (En licitación) 166