AUDIENCIA DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS PRIMER SEMESTRE 2017 VICEMINISTERIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS (VMEEH)

Transcripción

1 AUDIENCIA DE RENDICIÓN PÚBLICA DE CUENTAS PRIMER SEMESTRE 2017 VICEMINISTERIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS (VMEEH)

2 MARCO LEGAL DEL SECTOR HIDROCARBUROS Constitución Política del Estado 7 de febrero 2009 Ley de Hidrocarburos N de mayo de 2005 Agenda Patriótica al 2025 Ley N 650, Plan General de Desarrollo Económico y Social (PGDES), Ley N 777 de Sistema de Planificación Integral del Estado (SPIE) Ley N Plan de Desarrollo Económico y Social (PDES) Decreto Supremo (D.S). N de Estructura Organizativa del Poder Ejecutivo y sus modificaciones D.S. N de Nacionalización de Hidrocarburos Normas y Reglamentos bajo la Ley N 3058, los D.S. y las Resoluciones Ministeriales (R.M.)

3 PRINCIPALES ATRIBUCIONES DEL VMEEH FORMULAR, EJECUTAR Y EVALUAR POLITICAS DE DESARROLLO EN MATERIA DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN, con el fin de incrementar la producción y reservas de hidrocarburos en todo el territorio Nacional. ADECUAR LA NORMATIVA TECNICA Y LEGAL, vigente para promover e incrementar las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos. CONTROLAR Y FISCALIZAR LAS INSTITUCIONES Y EMPRESAS EN LAS ACTIVIDADES DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS, velando por el cumplimiento de la política y normas vigentes. PROPONER POLITICAS Y NORMAS DE INCENTIVOS, para la Exploración y Explotación de Hidrocarburos.

4 POA 2017: OBJETIVOS DGEEH Gestionar la generación, actualización y/o modificación de Normativa Controlar y fiscalizar las operaciones y actividades de exploración y explotación de hidrocarburos Auditorias a Campos faltantes para dar cumplimiento al D.S. Nº 28701

5 POA 2017: OBJETIVOS DGPRI Determinar, controlar y fiscalizar los ingresos fiscales por actividades de exploración y explotación de Hidrocarburos Realizar seguimiento y control a la ejecución y aplicación de la norma para el pago de incentivos, así como proponer adecuación de su normativa Auditoria para determinar los saldos para la devolución de créditos por pagos adelantados de Regalías y Participaciones

6 PRESUPUESTO PROGRAMADO vs EJECUTADO VMEEH (En Bolivianos) PROGRAMADO EJECUTADO El VMEEH ha ejecutado un 47,89 % del Presupuesto Anual al 30 de junio de 2017.

7 PLAY 37 PROYECTOS 35,7 TCF 1 PROYECTOS El Pelado LEAD 23 PROYECTOS CRH-8D CRH-8B ORIENTAL MONTEAGUDO PROFUNDO LLIQUIMUNI NORTE IÑAU INGRE BAYUCATI HUACARETA, RIO HONDO ASTILLERO SAN TELMO NORTE DESECHO CHICO BOICOBO NORTE INCAHUASI NORTE ILLINCHUPA MORTEROS ABAPÓ PROFUNDO CHARAGUA YUCHAN CABEZAS RÍO SECO SUR CAR 8C ITACARAY AGUARAGÜE CENTRO PROSPECTOS 13 PROYECTOS PATUJÚ RÍO GRANDE LPÑ YARARÁ VILLAMONTES SIPOTINDI CARANDA PROFUNDO OKINAWA GUANACOS BOICOBO SUR BOYUY IÑIGUAZU TACOBO-X1001ST BULO-BULO BB X1

8 13 PROYECTOS 17,88 TCF Caranda Profundo (0.47 TCF) Itacaray (0,88 TCF) Río Grande Profundo (1,31 TCF) Tacobo (0,01 TCF) Huacareta (13 TCF)* Río Hondo - 2,66 TCF Caipipendi - Boyuy (2,64 TCF) Iñiguazu (1,75 TCF) Carohuaicho 8D Sararenda (0,80 TCF) Aguarague Centro Los Monos (0,59 TCF) Azero (3,18 TCF) Incahuasi Norte 1,59 TCF Illinchupa 1,59 TCF (*) Representa el potencial de toda el Área En el Área Astillero, se tiene planificado iniciar el pozo exploratorio a finales de 2019 o inicio de 2020 Aguarague Norte Sipotindi (0,33 TCF) San Telmo Norte Domo Oso (3.26 TCF) Astillero (1.08 TCF) 8

9 Recursos Caso Éxito Área Proyecto (TCF ) Inicio Producción Colpa- Caranda Caranda Profundo 0, (5 MMpcd) Río Grande La Peña Río Grande Profundo 1, (30.92 MMpcd) Tacobo Tacobo X1003 0, (6.32 MMpcd) Caipipendi Boyuy 2, (48 MMpcd) Itacaray Itacaray 0, (65.80 MMpcd) Huacareta Río Hondo 2, (35 MMpcd) Iñiguazu Iñiguazu 1, (45.81 MMpcd) Aguaragüe Centro Los Monos 0, (30.67 MMpcd) Azero Incahuasi Norte 1, (130 MMpcd) Illinchupa 1, (130 MMpcd) Carohuaicho 8D Sararenda 0, (32.67 MMpcd) Aguarague Norte Sipotindi 0, (44.50 MMpcd) San Telmo Domo Oso 3, (83.25 MMpcd) TOTAL 17, MMmcd 9

10 NORMATIVA APROBADA Áreas Reservadas a favor de YPFB. Gestión 2005 Gestión 2017 D.S. N D.S. N 3107 (08/03/2017) 11 Áreas 3,66 Millones de Hectáreas 101 Áreas 26,18 Millones de Hectáreas

11 ÁREAS DE INTERÉS DEPARTAMENTO BENI 11 Áreas 10 Áreas de Interés Hidrocarburífero a favor de YPFB. 1 Área con Contrato Suscrito Rio Beni 715 km Sísmica 208 MM Bs ejecutados

12 NORMATIVA ELABORADA D.S. N 3278 Reglamento de Costos Recuperables y Costos Reportados Aprobados POLÍTICA DE AUSTERIDAD Reglamento de Contrataciones para Operaciones Petroleras (Modificación del D.S. N 329) PRECIO REFERENCIAL PÚBLICO Optimización de Costos. Una sola Adenda, (30 días de plazo y/o 10% del monto adjudicado). Ejecución oportuna de proyectos de E&E (Carry Over). Competitividad en el mercado Regula Contrataciones Directas. Precios Referenciales Públicos. Control de la discrecionalidad de precios referencial y adjudicado. BANDA DE PRECIOS Precio Techo Proyecciones Lineal (Precios historicos)

13 NORMATIVA EN REVISIÓN Nueva Ley de Hidrocarburos Modificación del Reglamento de Devolución, Selección y Retención de Áreas (D.S. Nº 28420) Modificación del Decreto Supremo de Unidades de Trabajo para Exploración (D.S. Nº 28393) Modificación del Decreto Supremo de Quema de Gas Natural (D.S. Nº 28132) Reglamento de Disposición y Enajenación de Bienes parcialmente amortizados

14 RECONOCIMIENTO SUPERFICIAL No. AREAS RECONOCIMIENTO SUPERFICIAL APROBADO 7 ALMENDRO R.M. N

15 CONTRATOS DE SERVICIOS PETROLEROS (CSP) 2 CSP en trámite 1,26 TCF En tramite Aprobado- Ley N 956 Aprobado- Ley N CSP Aprobados 4,16 TCF Aprobado- Ley N 957 En tramite

16 ADENDAS Y CESIONES (CSP) En Tramite R.M. N 066/17 En Tramite En Tramite Aprobado- Ley N 918 ADENDAS CESIÓN En Tramite 5 1 HUACARETA Ley N 918 (27/05/2017) COLPA CARANDA R.M. N

17 451,88 567,55 693,92 760,35 INVERSIONES EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN 2006 a MM$us 2017 a MM$us , Exploración 1.138, , Explotación (p) (p) (p) (p)

18 AUTORIZACIONES DE QUEMA DE GAS NATURAL CANADIAN ENERGY TOTAL E&P BOLIVIE (En MPC) GAS CONVERTIDO A LIQUIDO 0,82% GAS QUEMADO 0,36% VINTAGE PETROLEUM BOLIVIA REPSOL E&P PLUSPETROL PETROBRAS ARGENTINA SA GAS NATURAL A GASODUCTO 96,70% Otros 3,30% VENTEO CO2 0,46% PETROBRAS BOLIVIA SA MATPETROL YPFB CHACO SA SHELL BOLIVIA CORPORATION GAS COMBUSTIBLE 1,65% YPFB ANDINA SA DICIEMBRE NOVIEMBRE OCTUBRE SEPTIEMBRE AGOSTO JULIO En el primer semestre de la gestión 2017, se realizaron las autorizaciones semestrales para los volúmenes de Quema de Gas Natural del segundo semestre. La Quema de Gas Natural representa el 0,36% de la Producción Total.

19 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE GAS NATURAL PROMEDIO DIARIO (EXPRESADO EN MMmcd) ,2 38,1 39,7 34,0 40,0 43,5 49,5 56,5 59,6 59,2 56,6 53, (*) Fuente: VMEEH-MH, en base a información de YPFB (*) Información a mayo de 2017

20 PRODUCCIÓN FISCALIZADA DE PETRÓLEO PROMEDIO DIARIO (EXPRESADO EN MBPD) ,6 49,3 47,0 41,0 42,9 44,6 52,6 58,9 62,9 60,6 56,5 53, (*) Fuente: VMEEH-MH, en base a información de YPFB (*) Información a mayo de 2017

21 $US/MMBTU PRECIOS DE GAS NATURAL 0,9 0,9 PRECIO DE GAS NATURAL EN MERCADO INTERNO PROMEDIO ANUAL (EXPRESADO EN $US/MMBTU) 1,1 1,2 1,2 1,2 1,1 1,1 1,2 1,1 1,1 1,1 En el Mercado Interno (*) 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. En el Mercado Externo PRECIOS DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL VS WTI ,7 94 9,9 93 9,4 72 8,4 62 8,6 5,1 6,8 5, ,2 5,1 4,2 3,8 4,2 3, (*) $US/BBL Brasil (GSA) Argentina (ENARSA) 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

22 REGALÍAS PAGADAS PANDO MM$US 153,36 Total Bolivia Acumulado entre ** MM$US 5.523,81 BENI MM$US 306,93 LA PAZ MM$US 901,7 COCHABAMBA MM$US 346,02 SANTA CRUZ MM$US 931,84 CHUQUISACA MM$US 418,94 TARIJA (*) MM$US 3,366,71 Fuente: VMEEH-MH a partir de información de YPFB. (*) El dato corresponde a importes pagados al Gobierno Autónomo Departamental de Tarija y a la Provincia Gran Chaco. (**) Información a junio de 2017.

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24 REGALÍA PAGADA POR DEPARTAMENTO (*) (En Millones de $us) 0,77 0,77 1,54 1,54 0,97 0,97 3,01 3,01 6,56 6,56 8,02 8,02 6,78 6,78 0,62 0,62 1,23 1,24 0,57 0,96 0,98 1,14 0,93 2,92 2,33 2,66 4,75 5,30 4,76 5,81 5,81 6,48 6,62 4,60 4,65 0,82 1,64 0,99 2,84 6,57 8,03 8,70 En el primer semestre 2017 se han pagado los siguientes montos: DEPARTAMENTO MONTO PANDO 4,2 BENI 8,3 COCHABAMBA 5,8 CHUQUISACA 16,8 GRAN CHACO 34,5 TARIJA 42,2 SANTA CRUZ 38,1 TOTAL 149,9 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Santa Cruz Tarija 55% Gran Chaco 45% Chuquisaca Cochabamba Beni Pando Fuente: VMEEH-MH a partir de información de YPFB (*) Para el Departamento de Tarija se muestra la desagregación para la Provincia Gran Chaco

25 PARTICIPACIÓN AL TGN PAGADA (En Millones de $us) 419,9 432,4 348,2 303,7 229,1 129,1 140,2 165,0 174,2 183,2 163,2 74, (*) Fuente: VMEEH-MHE a partir de información de YPFB (*) Información a Junio de 2017

26 DISTRIBUCIÓN DEL IMPUESTO DIRECTO A LOS HIDROCARBUROS (IDH) Total Bolivia Acumulado entre * MM$US 9.714,8 Fuente: Elaboración propia en base a información del MEFP (*) Información a Junio de 2017 Nota: Para la conversión de bolivianos a dólares americanos, se utilizó el tipo de cambio de venta

27 EVOLUCIÓN DE RECAUDACIÓN DE PATENTES PETROLERAS (En Millones de Bs) 104,1 101,8 57,1 61,7 66,7 69,9 81,8 88,5 78,9 39,0 34,6 41, (*) Fuente: MH en base a información 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.

28 FONDO DE PROMOCIÓN PARA LA INVERSIÓN EN EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN HIDROCARBURIFERA (FPIEEH) (En Millones de $us) 76,8 84,3 92,0 100,1 108,2 117,2 125,6 132,8 133,0 147,4 157,0 168,0 ago.-16 sep.-16 oct.-16 nov.-16 dic.-16 ene.-17 feb.-17 mar.-17 abr.-17 may.-17 jun.-17 jul.-17 Fuente: Banco Central de Bolivia (BCB) Los recursos del FPIEEH provienen del doce por ciento (12%) de los recursos del IDH antes de la distribución a las Entidades Territoriales Autónomas, Universidades Públicas y otros beneficiarios por ley. Los mismos son administrados por el BCB.

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