BOLIVIA PLANIFICACION ESTRATEGICA 2010 - 2015 SECTOR DE HIDROCARBUROS Santa Cruz, Junio de 2009 YPFB Corporativo Plan de Inversiones 2010 – 2015
BOLIVIA
PLANIFICACION ESTRATEGICA2010 - 2015
SECTOR DE HIDROCARBUROS
Santa Cruz, Junio de 2009
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
AVSA
DEMANDA-PRODUCCIÓNGAS NATURAL
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
DEMANDA POTENCIALM
Mm
3d
INVERSION EN MMUSD
Curva Inicial: 7.693
Acelerada: 8.611
Acelerada + Prospectos A: 9.795
Acelerada + Prospectos A + B: 12.289
DEMANDA POTENCIAL DE HASTA 101 MMm3d
Supuestos
PRODUCCION GAS NATURALSUPUESTOS
Curvas de Producción:• Producción Acelerada: se modifican los Planes de Desarrollo en Margarita, San
Alberto y campos de Andina.• Prospectos exploratorios A (actividad inmediata): considera el desarrollo de 10
proyectos con el 30% de éxito.• Prospectos exploratorios B (actividad a mediano plazo - convenios de estudio):
considera el desarrollo de 20 proyectos adicionales con el 20% de éxito.
Inversiones & Reservas en proyectos de explotación (2010-2015):
CURVA
INICIAL
ACELERADA
INVERSION
$US 2.991 MM
$US 185 MM(ADICIONAL)
RECUPERACIONRESERVAS
12,8 TCF
12,5 TCF(ADICIONAL)
DEMANDA DE GAS NATURAL
PERIODO DE ANALISIS
Producción Acelerada
Prospectos Explo. A (30%)
Prospectos Explo. B (20%)
PERIODO DE ANALISIS
DEMANDA DE GAS NATURAL
PERIODO DE ANALISIS
DEMANDA DE GAS NATURAL
CRECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 TOTAL MERCADO INTERNO 6,5 6,9 8,3 9,8 9,9 10,5 10,8 11,6 12,3 13,1 13,9 14,8 15,8 16,8 17,8 19,0 20,2 21,6
0
5
10
15
20
25
MM
m3d
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
GENERACIÓN TÉRMICA DISTRIBUCIÓN
PROYECTO DE PETROCASAS RETENIDO DE PLANTA
OTROS (Sist. Transporte + Refinerías)
DEMANDA GAS NATURAL
• Demanda Potencial sin restricción: Hasta 101 MMm3d. en el año 2026 (17%Mercado Interno de Consumo; 20% Mercado Interno Industrialización, 63%Mercado de Exportación).
• Demanda atendida:• Mercado Interno de Consumo y Petrocasas• Retenido de Plantas de GLP: Rio Grande y Madrejones• Industrialización: Amoniaco – Urea y GTL• Mercado de Exportación Brasil GSA hasta el fin del contrato• Mercado de Exportación Argentina con un escalonamiento gradual desde el
2010 hasta el 2013 y un volumen constante en firme de 20,3 MMm3d a partirdel 2014, con potenciales volúmenes incrementales resultado de losprospectos exploratorios (A y B).
La curva de producción contempla el Volumen Nacional de Seguridad (VNS; 4% <50 MMm3d y 2,5 MMm3d > 50 MMm3d). Este volumen podría ser comercializadosobre una base interrumpible a libre disponibilidad de YPFB.
DEMANDA-PRODUCCIÓNHIDROCARBUROS LÍQUIDOS
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
47,57
64,68
77,18 77,78
62,17
20,03
13,51
87,91
102,34
125,48
152,19
184,53
226,12
258,21
0
50
100
150
200
250
300
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Mb
pd
Oferta de crudo Requerimiento de crudo
OFERTA – DEMANDA DE CRUDO
DEMANDA REFERENCIAL DE CRUDO (API 61)
• EN FUNCION A LA DEMANDA DE DIESEL OIL Y JET FUEL• CON RENDIMIENTO ACTUAL REFINERIA 30%
PERSPECTIVAS 2009-2015
DIAGNÓSTICO:
• Declinación en la Producción de hidrocarburos líquidos.• Crecimiento constante de la demanda de derivados de crudo (Diesel, Gasolina y
GLP)• Resultado de los dos puntos anteriores, se prevé un déficit creciente de la oferta
de hidrocarburos líquidos (fundamentalmente Diesel).
ACCIONES INMEDIATAS:
1. Continuar con la Importación de Productos Terminados Deficitarios.2. Optimización y Ampliación de las actuales refinerías (2009-2014) incrementando
la carga de crudo en un 73%.3. Plantas de GLP (Río Grande 2011, Madrejones 2013).4. Ampliación de la capacidad de transporte de líquidos en el sur.
PERSPECTIVAS 2009-2015
RESULTADOS DE LA ACCION INMEDIATA (Importación de productos terminados,Refinería y Plantas de Separación).
• Se garantiza la producción de jet fuel, para atender en su totalidad la demandainterna de este producto.
• Para el periodo 2009-2015, se asume que el precio internacional de referencia delcrudo (Precio del Golfo), estaría en el rango de 60 a 85 $us/bbl, además de unaestructura de precios del mercado interno constante.
• El Efecto Neto para el Estado considerando el gasto por concepto de subvención parael TGN, el costo para YPFB (transporte, almacenaje y cargos logísticos porimportación) y los ingresos por Exportación (RECON, Gasolinas y GLP) hacen untotal de $us 975 MM , de acuerdo a la siguiente desagregación:
2009-2026
Volumen ImportadoSubvención
Estimada
(Mbls) ($us MM)
Diesel (2009-2015) 29.192,2 -1.589,9
Gasolina (2009-2012) 595,4 -40,4
GLP (2009-2012) 1.436,6 -53,5
-1.683,8
Costo de Importación (YPFB) -900,4
3.558,9
974,8
Producto
TOTAL NETO (ESTADO)
TotaL Subvención
Ingresos Brutos por Exportación
PERSPECTIVAS 2009-2026
• La importación de Diesel, como porcentaje de la demanda interna, seincrementaría de 53% al 100% (2009 – 2026).
• El déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos a partir del 2015 se incrementasustancialmente.
• En el periodo 2009-2026, el Costo Neto para el Estado considerando el gastopor concepto de subvención para el TGN, el costo para YPFB (transporte,almacenaje y cargos logísticos por importación) y los ingresos por Exportación(RECON, Gasolinas y GLP), asciende a $us – 9.417 MM.
53%
35%
61%
100%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
01020304050607080
2009 2015 2020 2026
Mbl
p
DEFICIT DE DIESEL OIL
Demanda Oferta % DEF/DEM
PLAN DE EXPLOTACION
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
PLAN DE INVERSIONDesarrollo de Campos y Facilidades de Producción
INVERSION YPFB CORPORATIVO: 482,5 MMUSD
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
132
01
0
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
43
4
12
5
3
4
3
5
2
2
1
1
2
2
1
2
1
1
1
1
1 1
1
1
2
1
1
YPFB (MGR+ICS) 5
TOTAL 3
REPSOL 3
PESA 8
PETROBRAS 6
CHACO 20
ANDINA 14
PLAN DE PERFORACION
12 12
10
13
9
3
En los próximos 5 años se perforarán 59 Pozos
EQUIPOS REQUERIDOS
5
7
11 10 11
6
3
PLAN DE EXPLOTACION
Producción Acelerada: Considera las proyecciones presentadas por lasEmpresas Operadoras, más el desarrollo propuesto por YPFB que incluye:
– 3 Pozos Horizontales en Margarita- Huacaya (Repsol) y 2 pozos verticales enIncahuasi (Total E&P).
– Incremento en la capacidad de compresión de Planta San Alberto.
– Aceleración de la producción de los campos del norte operados por Andina.
• La curva de producción acelerada representa un volumen adicional de producción de hasta 9,75 MMm3d.
Inversión estimada: La inversión requerida para desarrollo de campos encuanto a pozos y facilidades de producción (instalación de plantas einstalaciones superficiales) para el periodo de análisis es de $us 3.176MM, de los cuales $us 482,5 MM corresponden a YPFB Corporativo (YPFBAndina + Chaco).
La optimización y ajuste de la producción requiere de acuerdos previos con lasrespectivas Operadoras.
PLAN DE TRANSPORTE •Gas Natural•Hidrocarburos Líquidos
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
YPFB TRANSPORTE Expansión GN
1
23
4
6
7
8
10
9
11
5
12
Proyecto MMUSD
MERCADO INTERNO
1 Expansión GCC 161,3
2 Expansión GAA 108,4
3 Interconexión Ende Andina -
Carrasco 0,6
4 Expansión GTC 48,0
5 Reversa GAA 0,4
6 Expansión GSP 9,1
7 Expansión GVT 3 16,5
8 Optimización Santa Cruz 1,9
9 Expansión Gas Norte 16,6
10 Gasoducto Trinidad 196,5
11 Expansión Troncal Sur MIN 240,7
MERCADO EXPORTACION
12 GNEA Gas 60,2
Otros proyectos menores 1,6
Total Inversión MMUSD 861,8
PROYECTOS EXPANSION (2009-2015)
YPFB TRANSPORTE Expansión Líquidos
1
2
3
4
5
6
3
Proyecto MMUSD
1 Expansión Líquidos Sur 4,2
2 Expansión Líquidos Sur 200,3
Asoc. Al GN p/Arg
3 Propanoducto 188,3
Total Inversión MMUSD 392,7
PROYECTOS ESPECIALES
4 Terminal Arica 472,0
5 Linea Dedicada Crudo 230,6
6 Linea Dedicada Diesel 152,9
Total Inversión MMUSD 855,5
PROYECTOS EXPANSION (2009-2015)
YPFB LOGISTICA Expansión Líquidos
Proyecto MMUSD
Poliducto Cochabamba-Montero 70,6
Ampliación de capacidad PVT 1,7
Implementación SCADA 1° Fase 2,0Conclusión OCOLP II Planta
Patacamaya 14,7
Total Inversión MMUSD 89,0
PROYECTOS EXPANSION (2009-2015)
PLAN DE TRANSPORTE
GAS NATURAL
• Se prioriza satisfacer la demanda del Mercado Interno de Gas Natural.
• Se implementan las facilidades de transporte requeridas para el Mercado deExportación Argentina.
• Sujeto al resultado de los prospectos exploratorios, el Proyecto SiderúrgicoMutún requiere la siguiente inversión en transporte:
- Ampliación en los Sistemas Río Grande Compresión y GTB tienen unaestimación de inversión de $us 250 MM.
- En YPFB Transporte la inversión estará sujeta a la potencial ubicación delos prospectos exploratorios exitosos.
LIQUIDOS
• Las inversiones en YPFB Logística permitirán optimizar costos de transporte yminimizar riesgos de suministro en el Mercado Interno
• El proyecto de Nueva Terminal Arica (Crudo y GLP) y la construcción de ductosdedicados para la importación y exportación de productos terminados, requierende gestiones bilaterales a nivel de Gobierno
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
PLAN DEABASTECIMIENTO DE MERCADO INTERNO
(Gas Natural)
•Redes de gas
EXPANSION REDES DE GAS
265 km
6237 km
700.000
107
INVERSION TOTAL (2009-2015): $us 748 MM
para 700,000 conexiones domiciliarias y otros
EXPANSION REDES DE GAS
5%5%
56%
34%
Consumo Gas Domiciliario
Consumo Gas Comercial
Consumo Gas Industrial
Consumo Gas GNV
7%
9%
47%
37%
ACTUAL 100.000
POTENCIAL700.000
CRECIMIENTO DE LA DEMANDA 2009 A 2015
JUSTIFICA LA AMPLIACION
•Gas Natural Convencional
•Sistema Virtual de Gas Natural
•Sistema GNL.
INSTALACIONES DOMICILIARIAS
38,7 MMPCS 66,5 MMPCSDEMANDA ANUAL
La rentabilidad de estos proyectos requiere de subsidios cruzados o deincremento en la tarifa de Distribución.
PLAN DE PLANTAS DE SEPARACION DE LIQUIDOS
•Río Grande
•Gran Chaco (Madrejones)
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LÍQUIDOS DE RIO GRANDE
Objetivo. Construir una Planta de Extracción de Gas Licuado de Petróleo, localizada en el Campo de Río Grande a 61 Km. al sudeste de la ciudad de Santa Cruz.
Descripción
Características Técnicas del Proyecto:
• CAUDAL MAXIMO DE PROCESO: 5,66 MMm3d• PRODUCCION ESTIMADA:
GLP 350 Ton./día GASOLINA NATURAL 600 BBls./día
PLANTA DE
EXTRACCIÓN DE
LICUABLES
$us 150 MM (Sin financiar $us 60 MM)
($us 35 MM comprometidos mediante carta de crédito y $us
115 MM presupuestados para la conclusión del proyecto)
Plazo de Ejecución. Fecha estimada de entrada en operación 1er trimestre/2011
Inversión aproximada requerida
PLANTA DE EXTRACCIÓN Y FRACCIONAMIENTO DE LICUABLES PROVINCIA GRAN CHACO (TARIJA)
Inversión estimada:
Descripción
Características Técnicas del Proyecto (Estudio TECNA):
• CAUDAL MAXIMO DE PROCESO: 28 MMm3d (2 trenes de 14 MMm3d.)• PRODUCCION ESTIMADA:
GLP: 1.704 Ton./díaGASOLINA NATURAL: 2.964 Bbls./día
Objetivo. Construir una Mega-planta de extracción y fraccionamiento delicuables destinada a procesar todo el volumen de Gas Natural que seráenviado con destino al mercado Argentino.
PLANTA DE EXTRACCIÓN DE
LICUABLES
$us 368 MM.- (Sin transporte y
puerto de embarque)
Plazo de Ejecución. Fecha estimada de entrada en operación 2013.
PLAN DE ABASTECIMIENTO DE MERCADO INTERNO
(Hidrocarburos Líquidos)•Líquidos•Refinación•Almacenaje
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
• PROBLEMA : Volumen creciente en las importaciones de productos refinados quegenerarían una subvención de $us1.684 MM en el periodo 2009-2015 y un gastoadicional de $us 900 MM para YPFB (costos de transporte, almacenamiento ycargos logísticos).
• ESTRATEGIA: Dado el incremento de la demanda, los niveles de producción y lacalidad del crudo, adicionalmente a los proyectos planteados en el escenario base,se plantean dos alternativas :
ESTRATEGIA A: Nueva Refinería (3 módulos: 2015, 2020 y 2024)
ESTRATEGIA B: Planta de GTL (2015) y Nueva Refinería de menor capacidad (2017, 2021 y 2024)
Inversión Refinería = $us 1.397 MM
Inversión total = $us 1.397 MM
Inversión Planta GTL = $us 500 MMInversión Refinería = $us 1.119 MM
Inversión total = $us 1.619 MM
ESTRATEGIAHidrocarburos Líquidos
Año 2015 2020 2024
Carga (Mbpd) 40,0 80,0 110,0
Año 2017 2021 2024
Carga (Mbpd) 30,0 60,0 90,0
Ingresos Netos - Estado (2009 - 2026)
$us 7.714 MM
Ingresos Netos - Estado (2009 - 2026)
$us 9.490 MM
Impacto Económico de la Estrategia Nueva Refinería (2009-2015)
• En el periodo 2009-2015, bajo la estrategia de ingreso del primer módulo de la Nueva
Refinería, si bien la subvención aumenta por la importación de crudo, es mas que
compensada con la exportación de productos terminados, incrementando el superávit de $us
975 MM a $us 1.778 MM, de acuerdo al siguiente detalle: .
• De igual forma, en el periodo 2016-2026, el satisfacer la demanda con la importación de
productos terminados originaría una erogación neta al estado de $us 9.417 MM, comparada
con un ingreso neto para el Estado de $us 5.937 MM bajo la estrategia de una nueva refinería
• Por lo tanto, para todo el periodo 2009-2026 la estrategia de la nueva refinería genera un
ingreso neto de $us 7.714 MM, en comparación a la pérdida de $us 8.442 MM producido
bajo la estrategia de la sola importación de productos terminados.
.
Volumen ImportadoSubvención
Estimada
(Mbls) ($us MM)
Crudo (2015) 14.600,0 -674,5
Diesel (2009 - 2014) 24.893,8 -1.323,6
Gasolina (2009 - 2012) 595,4 -40,4
GLP (2009 - 2012) 1.436,6 -53,5
TotaL Subvención -2.092,0
Costo de Importación (YPFB) -758,1
Ingresos por IEHD 226,5
4.401,4
1.777,7
Producto
TOTAL NETO (ESTADO)
Ingresos Brutos por Exportación
Oferta Diesel Refinerías actuales
Oferta adicionalnueva refinería
23,6
27,3
33,5
38,5
43,8
54,0
62,2
71,4
11,2
16,8
47,7 48,3
46,5
70,3
65,2
72,671,5
0
10
20
30
40
50
60
70
80
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Mb
pd
Demanda Diesel Oferta Nueva Refineria Diesel
DIESEL (Estrategia A)
Inicio Operación
Módulo 1
Inicio Operación
Módulo 3
Inicio Operación
Módulo 2
GASOLINA (Estrategia A)
Oferta exportable a partir del 2013
GLP (Estrategia A)
GLP Refinerias (Actual)
GLP Plantas (Actual)
GLP Río Grande
GLP Madrejones
GLP adicional nueva
Refinería
1.130
1.295
1.466
1.640
1.844
1.108
2.513 2.492
2.984
2.854
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Tmd
Demanda GLP Oferta total GLP
Impacto Económico de la Estrategia Combinada: Planta GTL y Nueva Refinería (2009-2015)
• En el periodo 2009-2015, la estrategia que contempla inicialmente la implementación de una
Planta de GTL en el 2015, genera un ingreso neto para el Estado de $us1.602 MM en
comparación a un ingreso neto $us1.778 MM bajo la estrategia que considera la sola
implementación de una Nueva Refinería.
• En el periodo 2016-2026, satisfacer la demanda con la estrategia combinada de GTL y
Refinería produce un ingreso neto para el estado de $us 7.888 MM, comparada con un
ingreso neto para el Estado de $us 5.937 MM bajo la estrategia que considera la sola
implementación de una Nueva Refinería.
• Por lo tanto, para todo el periodo 2009-2026 la estrategia combinada genera un ingreso
neto de $us 9.490 MM, mayor al ingreso de $us 7.714 MM producido bajo la sola
implementación de una nueva refinería.
Volumen ImportadoSubvención
Estimada
(Mbls) ($us MM)
Crudo 0,0 0,0
Diesel (2009 - 2014) 24.893,8 -1.323,6
Gasolina (2009 - 2012) 595,4 -40,4
GLP (2009 - 2012) 1.436,6 -53,5
-1.417,5
Costo de Importación (YPFB) -758,1
Ingresos por IEHD 127,1
0,0
3.650,0
1.601,5
Producto
TotaL Subvención
Ingresos venta asfalto mdo. int.
Ingresos Brutos por Exportación
TOTAL NETO (ESTADO)
Refinerías actuales
GTL
Nueva refinería
23,6
27,3
31,238,5
46,9
58,0
62,2
71,4
11,2
16,8
20,7
54,5
50,6
60,3
72,371,3
-
10
20
30
40
50
60
70
80
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Mb
pd
Demanda DO Producción diesel
DIESEL (Estrategia B)
Inicio Operación
Módulo 1
Inicio Operación
Módulo 3
Inicio Operación
Módulo 2
GASOLINA (Estrategia B)
Refinerías actuales
Nueva refinería
15,2
18,1
29,1
38,7
34,4
27,8
21,0
15,4
18,9
21,2
25,7
31,6
38,9
48,1
-
10
20
30
40
50
60
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Mb
pd
Producción gasoina Demanda de gasolina
GLP Refinerias (Actual)
GLP Plantas (Actual)
GLP Río Grande
GLP Madrejones
GLP adicional nueva
Refinería
1.130
1.295
1.466
1.640
1.844
1.108
2.374
2.457
2.914
2.784
0
500
1.000
1.500
2.000
2.500
3.000
3.500
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
Tmd
Demanda GLP Oferta total GLP
GLP (Estrategia B)
REFINACION Plan de Inversión / Capacidad de Planta
Capacidad de
planta (MBpd)2009 2010 2011 2012 2013
2014 a
2016
2017 a
2020
2021 a
20232024
RSCZ 19 21 24 24 24 32 54 54 54
RCBA 26 26 30 36 42 42 42 42 42
Nueva - - - - - - 30 60 90
Capacidad Total 45 47 54 60 66 74 126 156 186 Detalle
Nueva
(Frontera)
Ampliación
PLAN DE INVERSIONES ALMACENAJE
Tupiza Villamontes
Monteagudo
Uyuni
Montero
Camiri
San Jose
Puerto Villarroel
Riberalta
Caracollo
Villazón
Bermejo
Yacuiba
Guayaramerin
Puerto Suarez
Diesel Oil
Capacidad de almacenaje Actual:
Capacidad de almacenaje Nueva:
Gasolina Especial
Capacidad de almacenaje Actual:
Capacidad de almacenaje Nueva:
GLP
Capacidad de almacenaje Actual:
Capacidad de almacenaje Nueva:
m3 días70,697.0 17
214.152.0 42
36,545.0 14
122,061.0 40
8,283.0
13,618.0 8
6
Inversión (MM$us)
46.99
8.48
1.86
57.33
YPFB AVIACION
Resumen Proyectos
Proyecto Inversión (MMUSD)
Situación Actual Futura
Detalle y Beneficios
Instalaciones de almacenaje
10.38 52 MBbl 62 MBblMayor Vida útil, incremento de capacidad, nuevas instalaciones
Ducto Senkata –Aeropuerto
3.000.75
Bbl/día1.26
Bbl/día
Se cambia de servicio de cisternas a ducto. Mayor seguridad de provisión
Equipos de abastecimiento
(Refuellers)2.49 32 44
Compra de 22 camiones, de los cuales 10 se renuevan por haber cumplido vida útil
Sistemas de administración y
control2.18
Implementar Sistemas de Gestión, SSMA y Soporte en el control de Aeroplantas
TOTAL INVERSION
18.05
Se busca adecuar las instalaciones de las diferentes aeroplantas del paíscumpliendo las normativas vigentes DS 25901, incrementando lacapacidad de almacenaje y asegurando de esta manera la continuidad delservicio público.
PLAN DE EXPLORACION
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
ACTIVIDAD EXPLORATORIA INMEDIATA: 10 POZOSProspectos Exploratorios A
INVERSIONES (MMUSD)
Pozos exploratorios: 379
Desarrollo + facilidades 804
Total: 1.183
Producción Estimada (30%)
Incrementa 5 MMm3d
ACTIVIDAD EXPLORATORIA INMEDIATAPerforación de 10 Pozos
•Inversión Exploratoria para 10 prospectos: $us 379 MM
• Por estadística, se considera un porcentaje de éxito del 30%. Es decir se asume el éxito de 3 de los 10 pozos exploratorios.
Compañía
OperadoraProyecto Año
Inversión Total
(MMUSD)
Petrobras Bol. Ingre 2009 50
YPFB Andina Camiri 2010 58
Petroandina Timboy 2010 60
YPFB Itaguazurenda 2010 47
Percheles 2011 18
Carrasco 2010 15
Vuelta Grande 2011 16
El Dorado Prof. 2014 15
Petroandina Lliquimuni 2014 50
Iñau 2015 50
TOTAL INVERSION 379
Chaco
Campo 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Exitoso 1 1 1 1 1 1
Exitoso 2 1 1 1 1 1
Exitoso 3 1 1 1
PLAN DE DESARROLLO DE CAMPOS EXITOSOS
•El desarrollo de los campos exitosos (3 campos), representa unincremento de producción de hasta 5 MMm3d (equivalente al 30% delpotencial de los prospectos).
•Las inversiones en desarrollo corresponden a pozos de avanzada,desarrollo, plantas y líneas de conexión en los 3 campos exitosos es deaproximadamente $us 804 MM.
* Se asume por estadística exploratoria, que al menos 2 de los prospectos del Subandino Sur serán exitosos y 1 de la Llanura
EQUIPOS DE PERFORACIÓNCapacidad en HP
Para la actividad de exploración Se necesitan 2 Equipos de 3000 HP y 1 equipo de 2000 HP
Inversión en pozos exploratorios ($us 379 MM) + desarrollo facilidades ($us 804 MM)
TOTAL: $us 1.183 MM
Campo 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Exitoso 1 3000 3000 3000 3000 3000
Exitoso 2 3000 3000 3000 3000 3000
Exitoso 3 2000 2000 2000
ACTIVIDAD EXPLORATORIA MEDIATA: 20 POZOS
Prospectos Exploratorios B
INVERSIONES (MMUSD)
Pozos exploratorios: 713
Desarrollo + facilidades 1.782
Total: 2.495
Producción Estimada (20%)
Incrementa hasta 31 MMm3d
ACTIVIDAD MEDIATA (2015-2026)Prospectos B: Portafolio de Proyectos
20 Pozos exploratorios escogidos de una cartera de 56 pozos, de los cuales se estima un 20 % de exito.
* Con una inversión de $us 713 MM, para perforar los 20 pozos.
Cronograma e Inversion de Pozos Exploratorios 2016-2026
Campo INVERSION * 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Caigua 20 1
Lluviosa 15 1
Junin Este 3 1
Iñiguazu 50 1
Tiacia 50 1 1 1 1
La Barraca-Angelito 30 1
Itacaray 20 1 1 1 1 1 1 1
Ilinchupa-Galvez 50 1
Yanguilo-Huacareta 50 1
Condor 40 1 1 1 1 1 1 1
Agua Salada 40 1
Bayucati 30 1
Sanandita Prof 40 1
Chorritos 45 1
Cañada 45 1
Guanacos 45 1
Carandaiti 45 1
Sauce Mayu 45 1
Iñau 50 1 1 1 1 1 1 1 1
TOTAL INVERSION
MMUSD 7138 11 8 4 3 3 3 1 TOTAL
POZOS41
Campo 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Itacaray 7 20 85 35 25 25 20
Iñao 10 100 140 160 50 50 70 60
Tiacia 40 50 100 70
Condor 50 50 155 155 105 105 45
107 220 480 420 180 180 135 60 $us 1782 MM
INVERSIONES EN EXPLORACIÓN Y DESARROLLO
Pozos exploratorios $us 713 MM
Pozos+plantas+facilidades $us 1782 MM
Total $us 2.495 MM
Para obtener una reserva estimada de 7.5 TCF
33 AREAS DE INTERES HIDROCARBURIFERO
PETROANDINA
S.A.M. (*); 9
PLUSPETROL; 1
SIN CONVENIO; 11 GTL
INTERNACIONAL
S.A.; 4
GLOBAL BOLIVIA
S.A.; 3
GAZPROM - TOTAL;
1GAZPROM; 1
EP LTDA; 1YPFB - GNEE; 2
5 CEDRO
8 CAROHUAICHO
10 SAUCE MAYU
16 SAN TELMO
17 COIPASA
18 CORREGIDORES
19 CAMPO BUENA VISTA
20 CAMPO CAMATINDI
22 ASTILLERO
25 CAMPO VILLAMONTES
26 ISIPOTE
11 áreas disponibles para licitar y promover
inversiones
No. ÁREAS DEPARTAMENTOS34 ISARSAMA COCHABAMBA
35 FLORIDA SANTA CRUZ
36 EL DORADO OESTE SANTA CRUZ
37 ARENALES SANTA CRUZ
38 TAPUTÁ SANTA CRUZ
39 PAJOSO PROFUNDO TARIJA-CHUQUISACA
40 TITA SANTA CRUZ
41 OVAI SANTA CRUZ
42 TITICACA (zona 19) LA PAZ
43 MOSETENESMOSETENES ZONA 19 BENI
MOSETENES ZONA 20 BENI-COCHABAMBA
44 ALGARROBILLA TARIJA
45 CASIRA POTOSI
46 LA CEIBA TARIJA
47 CAPIGUAZUTI CHUQUISCA
48 RIO SALADO TARIJA
Nuevas áreas de exploración propuestas
• Actualmente existen 33 áreas de exploración.
• Considerando el tamaño y potencial a raíz de nuevas perforaciones que han valorizado otras zonas, se propone crear 15 nuevas áreas; para hacerlas más atractivas a potenciales inversiones.
PETROANDINAPrograma mínimo de trabajo
Subandino Sur: Tiacia, Aguarague Norte, Aguarague Centro, Aguarague Sur a,
Aguarague Sur b, Iñau, IñiguazuSísmica 3D 1685 km2 y 14 pozos exploratorios deben realizarse en cinco años a partir de 2008 con una inversión de $us 646,1 MM
Subandino Norte: Lliquimuni, Madidi, Chepite, Secure, Chispani
Sísmica 2D 2800 km y 3 pozos exploratorios deben realizarse en cinco años a partir de 2008 con una inversión de $us 242,2 MM
ESTADO ACTUALSubandino Sur: Trabajos realizados
•Prospecto Timboy: Propuesta Geológica 100% realizadoTareas pendientes: Programa de perforación, Licencias socioambientales, Logística. Tiempo estimado de inicio operaciones Diciembre 2009•Área Iñiguazu: Proponen cambio de programa sísmicoAdquisición sísmica 2D con una cobertura de 5000 km2 en lugar de adquisición de sísmica 3D con una cobertura de 755 km2
Subandino Norte: Inició adquisición de 1093 km sísmica 2D en área de Lliquimuni.
Estado actual: 10% de adquisición y 45% de perforación
CONCLUSIONES
• La exploración en el período inmediato 2010 – 2015, consta de 10 pozos
exploratorios, se estima un éxito de 30%, 3 pozos, cuyo desarrollo asociado,
incrementaría un promedio de 5 MMm3d de gas con una inversión de $us
1.183 MM.
• La exploración en el período 2016-2026 se efectuará con la perforación de 20
pozos exploratorios, se estima un éxito de 20 %, 4 pozos más pozos de
desarrollo, incrementaría entre 8 a 30 MMm3d de gas durante el período, con
una inversión de $us 2.495 MM.
• Actualmente se tienen 11 áreas libres para exploración de las 33 áreas
actuales.
• Se propone incrementar la frontera exploratoria con 15 áreas nuevas.
• LA EXPLORACION ES LA UNICA MANERA DE SOSTENER LOS NIVELES
DE PRODUCCION EN EL TIEMPO, PARA CUMPLIR CON LOS
REQUERIMIENTOS DEL MERCADO.
PLAN DE INDUSTRIALIZACIÓNCon Producción Acelerada:
•Amoniaco - Urea•GTL
Con Prospectos Exploratorios:•Jindal - Mutun•Polímeros
YPFB CorporativoPlan de Inversiones 2010 – 2015
YPFB – Pequiven Planta Amoniaco–Urea
Ubicación Potencial: Bulo Bulo, Carrasco, Cochabamba. Representa en Transporte una inversión incremental estimada de $us 103 MM.
Objetivo. Producción de fertilizantes: Urea y Amoniaco, destinado a lademanda del mercado interno y exportación.
DESCRIPCION Instalación de una Planta de Fertilizantes, Amoniaco y Urea, con una capacidad de
600.000 TMA de Amoniaco y 726.000 TMA de Urea. Consumo de gas natural (metano) de 2 MMm3/d Inversión aproximada de $us 1.000 MM. Generación de 1.500 empleos directos y 3.000 empleos indirectos Se prevé la formación de una sociedad anónima mixta entre YPFB y PEQUIVEN. En el marco del Memorándum de Entendimiento con la República Bolivariana de
Venezuela, PEQUIVEN financió la pre inversión de 1 MM de USD, para 8 estudiospreliminares.
La participación prevista en el proyecto se estima en un 60% para YPFB y 40% PEQUIVEN Se prevé que la Planta tendrá una operación de 20 años.
ESTUDIOS REALIZADOS A LA FECHA (FASE FACTIBILIDAD)Macro Localización / Micro Localización / Pre acuerdo de compra-venta de terreno / Topografía / Suelos / Hidrología / Mercado / Logística de Transporte para la Constructibilidad / Socio – Ambiental / Económico – Financiero (Clase V)
Yacuiba
Inversión: $us 500 MM
Producción:
Diesel Oil 12,750 BPD
Nafta 2,250 BPD
Consumo gas natural: 4.5 MMm3d
En 20 años:
•Consumo gas: 1.1 TCF
Ubicación sugerida:
Entre Villamontes y Chorety
Planta de GTL de 15.000 BPD
Inicio de producción: Año 2015
Indicadores Económicos: • VAN: 0• TIR: 15%
GTL: Análisis Económico del Proyecto
Supuestos del Análisis económico:
• La producción de líquidos de la planta de GTL participara de formaecuánime en el mercado de exportación.
• El Gas Natural utilizado como insumo en la planta no podrá superar elprecio de 2,48 $us/MPc.
• La planta de GTL en su análisis económico comercializa los productosal mercado interno bajo las mismas condiciones que las refinerías.
• Aproximadamente el 30 % de la producción de la planta los primeros10 años se destina al mercado de exportación y el resto va almercado interno.
• Los precios de venta de los hidrocarburos líquidos al mercado deexportación toman en promedio un WTI de 80 $us.
PROYECTO MUTÚN: JINDAL
DESCRIPCIÓN TÉCNICA:
Planta de 1.7 MMtn en Puerto Suárez para productos sin procesar.
Planta de 10 MMtn de pellet
Planta de 6 MMtn de hierro esponja
Planta termoeléctrica de 400 MW
El ramp-up de consumo de gas natural es:
2014 = 1 MMm3d 2015 = 3 MMm3d 2016 = 5 MMm3d
PROYECTO SIDERURGICO
Jindal Steel & Power (JSPL) es miembro del grupo OP Jindal cuyos ingresos son de
$4 billones
JSPL ganó en junio 2006 los derechos para el desarrollo del 50% de las reservas de
hierro de las minas de Mutún
El negocio se estructura con un Joint Venture por 40 años con la Empresa
Siderúrgica El Mutún (ESM), una compañía pública (YPFB y COMIBOL)
La inversión estimada es de $2.3 billones por los próximos 10 años.
YPFB – PEQUIVEN Planta Polímeros – Gran Chaco
Objetivo: Producción de polietileno con el objetivo de satisfacer lademanda del mercado nacional prioritariamente y de países vecinos;con el consiguiente beneficio en el Desarrollo del país a través de lageneración de empleos directos e indirectos así como mayoresingresos a la nación por concepto de exportación
Descripción: Instalación de una Planta de Olefinas, Polietileno de Alta, Baja y Lineal de Baja
Densidad, con una capacidad de 500.000 TMA total de Polietileno Consumo de Etano 620.000 TMA / Metano para electricidad : 0,8 MMm3d Inversión aproximada de 1.800 MM$us. Generación de 1.000 empleos directos y 2.500 empleos indirectos. Se prevé la formación de una sociedad anónima mixta entre YPFB (60%) y PEQUIVEN
(40%). Se ha elaborado un presupuesto referencial de $us 600.000 para realizar estudios
preliminares Se prevé que la Planta tendrá una operación de 20 años.
Estudios realizados a la fecha (fase visualizacion)Macro Localización / Micro Localización