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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA

“COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO”

INTEGRANTES:

CALLE HUANCA EDWIN GUARACHI CASTILLO FRANZ ELIAS YAPITA CACERES ALDO WILMER

DOCENTE : ING FELIX ORELLANA SANCHEZ MATERIA : COMERCIALIZACION DE HIDROCARBUROS FECHA : 02-08-2019

1. OBJETIVO GENERAL 

Presentar la distribución de volúmenes por categorías en el mercado interno del país.

2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 

Analizar el consumo nacional y mundial respecto al uso de gas natural en los diversos sectores económicos.



Relizar proyecciones de producción hasta 2020.



Verificar las posibles exportaciones de otros productos energéticos con materia prima de gas natural.

3. MARCO TEORICO EL GAS NATURAL El gas natural es un hidrocarburo mezcla de gases ligeros de origen natural. Principalmente contiene metano, y normalmente incluye cantidades variables de otros alcanos,

y

a

veces

un

pequeño

porcentaje

de dióxido

de

carbono, nitrógeno, ácido sulfhídrico o helio. Se forma cuando varias capas de plantas en descomposición y materia animal se exponen a calor intenso y presión bajo la superficie de la Tierra durante millones de años. La energía que inicialmente obtienen las plantas del sol se almacena en forma de enlaces químicos en el gas. Constituye una importante fuente de energía fósil liberada por su combustión. Se extrae, bien ya sea de yacimientos independientes (gas no asociado), o junto a yacimientos petrolíferos o de carbón (gas asociado a otros hidrocarburos y gases). De similar composición, el biogás se genera por digestión anaeróbica de desechos orgánicos,

destacando

los

siguientes

procesos:

depuradoras

de aguas

residuales (estación depuradora de aguas residuales), vertederos, plantas de procesado de residuos y desechos de animales.

Como fuentes adicionales de este recurso natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano, que podrían suponer una reserva energética superior a las actuales de gas natural.

LA COMERCIALIZACION La Comercialización es la actividad como tal que se realiza en el comercio. Es el intercambio o “Trueque” que se aplica cuando una persona quiere adquirir un producto y a cambio entrega una cantidad de dinero impuesta. Es todo ese conjunto de actividades que pueden llegar a tener un complejo procedimiento, todo depende de la magnitud. DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL EN LAS DIFERENTES CATEGORIAS EN EL MERCADO INTERNO La distribución del gas natural según el INSTITUTO NACIONAL DE ESTADISTICAS (INE) en el mercado interno se divide de la siguiente manera:

A continuación, explicaremos a detalle: DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA COMERCIAL

Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos

ANH, se define a la categoría

comercial según reglamentos y resoluciones como lo siguiente:

Bajo el DECRETO SUPREMO NRO 1696 DEL PRESIDENTE EVO MORALES AYMA SE TIENE:

Es decir, se definen en esta categoría a todas aquellas empresas que prestan servicio de locales comerciales, como podemos nombrar salas de entretenimiento, salas de difusión de videos, locales comerciales de expendio de comida, hoteles, residenciales alojamientos, etc. Según fuentes del Instituto Nacional de Estadística INE, los volúmenes comercializados a nivel nacional en esta categoría son las siguientes:

AÑO 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

VOLUMEN [MMPC] 265 324 390 463 542 621 699 779 937 1229 1149 1356 1457 1570 1699 1793

2016

1940

Los datos estadísticos obtenidos mediante la fuente del INSTITUTO NACIONAL DE ESTADISTICAS son hasta el año 2016, obtendremos una proyección actual hasta el 2018 mediante regresión lineal. La gráfica obtenida será de la siguiente manera:

VOLUMEN VS AÑOS 2500 y = 108.55x - 216949 R² = 0.9835

2000 1500

1000 500 0 1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

La ecuación obtenida es la siguiente: 𝑌 = 𝐴 + 𝐵𝑥 𝑌 = −216949 + 108.55𝑥 Las proyecciones obtenidas: 2017 2018 2019 2020

1996,35 2104,9 2213,45 2322

Además por resoluciones administrativas de la ANH con bases fundamentadas en la CONSTITUCION POLITICA DEL ESTADO, LEY DE HODROCARBUROS Y OTROS, se obtuvo el precio de venta máximo determinado por la AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS y son los siguientes:

Como se puede evidenciar el precio máximo para la categoría comercial es de 4.32 $us/MPC. Entonces los ingresos totales por cada año serian:

INGRESOS VS AÑOS 12000000 10000000 8000000 6000000 4000000 2000000 0 1995

2000

AÑOS 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

2005

2010

2015

INGRESOS [$us] 1144800 1399680 1684800 2000160 2341440 2682720 3019680 3365280 4047840 5309280

2020

2025

2010 4963680 2011 5857920 2012 6294240 2013 6782400 2014 7339680 2015 7745760 2016 8380800 2017 8624232 2018 9093168 2019 9562104 2020 10031040 Se puede observar que se tiene un incremento significativo. DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA DOMESTICO La comercialización del gas natural en el mercado interno se la realiza por redes primarias y secundarias. Los sectores de generación eléctrica, industrial y vehicular se

conectan

directamente

a

la

red

primaria

construyendo

acometidas

correspondientes para su inculpación al sistema de distribución. En el caso de las redes secundarias, éstas atienden tanto al sector comercial como doméstico. El sector doméstico, comprende el gas natural utilizado como energía en los domicilios. El gas domiciliario se instala con tuberías de acero galvanizado desde el medidor hasta el artefacto de consumo (cocina). Este servicio es financiado gratuitamente por el Estado a los usuarios en categoría doméstica y tiene un alcance hasta la cocina y a una distancia de 22 metros lineales con una te (t) de derivación para un punto previsto. Las familias que utilizan gas natural a través de las conexiones de redes domiciliarias, logran un ahorro de hasta el 56 por ciento en relación al equivalente energético de gas licuado de petróleo (GLP), las industrias economizan hasta un 76 por ciento y en el rubro comercial, el ahorro es de hasta un 64 por ciento. INSTALACION DE GAS NATURAL DOMICILIARIO

La instalación de Gas Natural Domiciliario inicio en el año 1994; desde entonces hasta el 2002 se realizaron 5642 instalaciones y desde el año 2003 hasta el año 2006 se incrementó hasta 63608 instalaciones. Del año 2007 en adelante el uso de este servicio se amplificó en todo el país tal como se puede observar en el siguiente gráfico Instalaciones de Gas Natural Domiciliario

Según datos de Yacimiento Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), las instalaciones se focalizaron sobre todo en Cochabamba, aunque también se dio prioridad a la urbe alteña. Como parte del proceso de apertura, dentro el sector hidrocarburos, que inició Bolivia al comenzar la década de los noventa, la empresa estatal de hidrocarburos, YPFB decidió abrir el espacio necesario para que el sector privado invierta en las redes de distribución de gas natural. YPFB buscaba promover una política sostenible de hidrocarburos con la visión de cambio de la matriz energética del gas natural a nivel urbano y rural a nivel nacional, fomentado la expansión de redes de distribución y promoviendo el uso masivo de este energético como sustituto de otras fuentes en el mercado interno. Durante la

gestión 2012, Redes de Gas de YPFB construyó 43.230 nuevas acometidas de gas natural domiciliario en varias ciudades del país. Al 2015, en el país existían 351.725 instalaciones de gas a domicilio construidas desde 1994. De ese total, 324.134 fueron construidas por la estatal petrolera en el periodo de la nacionalización de los hidrocarburos (2006 a agosto de 2012). Según un reporte, la cobertura nacional de instalaciones domiciliarias acumuladas a diciembre de 2017 benefició a 4,2 millones usuarios, las instalaciones domiciliarias acumuladas a diciembre de 2017, que incluyen el sistema por gasoductos y el llamado sistema virtual (GNL) llegan a las más de 853.000, lo que implica una cobertura de casi el 40% de la población. De igual forma, hasta entonces se contaban con 1.712.697 metros lineales de red primaria y 16.184.952 metros lineales de red secundaria, todo con una inversión de $ 890,2 millones. Durante el año 2018, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) instaló alrededor de 90.000 conexiones de gas domiciliario a nivel nacional. El ejecutivo de YPFB adelantó que para el 2019 se continuará con la política de masificación del consumo de gas natural y se prevé ejecutar 100.000 nuevas conexiones a través de proyectos de ampliación de redes de gas domiciliario. VOLUMENES DE GAS NATURAL CONSUMIDOS EN EL SECTOR DOMÉSTICO En la siguiente tabla se puede observar los volúmenes de Gas Natural consumidos en el sector doméstico anual desde en 2000 hasta el 2016: Consumo de Gas Natural en el sector Doméstico (2000-2016)

AÑO 2000 2001 2002 2003 2004

VOLUMEN COMERCIALIZADO (Millones de Pies Cúbicos) 170 222 267 404 587

2005 704 2006 798 2007 926 2008 1,200 2009 1,604 2010 1,759 2011 2,286 2012 2,735 2013 3,237 2014 3,841 2015 4,475 2016 5,077 En el siguiente grafico podemos ver más claramente el incremento del consumo de gas domiciliario. Consumo de Gas Natural en el sector Doméstico (2000-2016)

Volumenes Comercializados en el Sector Domestico (Millones de pies cubico) 5,077 4,475 3,841 2,286 170 222 267 404 587 704 798 926 1,200

2,735

3,237

1,604 1,759

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

PROYECCION DE LOS VOLUMENES DE GAS NATURAL CONSUMIDOS EN EL SECTOR DOMÉSTICO HASTA EL 2020 Con los datos que se cuentan realizamos una proyección del consumo gas natural en el sector doméstico hasta el año 2020. Realizando una regresión polinómica de segundo grado donde la ecuación es la siguiente: 𝑉𝑜𝑙 = 22.0183178535𝑥 2 − 88130.0399896799𝑥 + 88187106.9845199 Se obtiene la siguiente proyección para los años 2017, 2018, 2019 y 2020:

Proyección del consumo de Gas Natural en el sector Doméstico (al 2020)

Proyeccion de Volumenes Comercializados en el Sector Domestico (Millones de pies cubico) 7,970 7,168 6,411 5,697 5,077 4,475 3,841 3,237 2,735 2,286 170 222 267 404 587 704 798 926 1,2001,6041,759 200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020

DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA INDUSTRIAL Como parte del proceso de apertura, dentro del sector hidrocarburos, que inició Bolivia al comenzar la década de los noventa, la empresa estatal de hidrocarburos en Bolivia, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), decidió abrir el espacio necesario para que el sector privado invierta en las redes de distribución de gas natural. De esta forma, se otorgaron concesiones por veinte años a sociedades empresariales que deberían, a partir de la firma del contrato, operar, mantener y ampliar las redes de distribución de gas natural en los principales centros urbanos del país. Es así que se crean las siguientes empresas: • EMCOGAS encargada de la distribución en Cochabamba, Quillacollo y Cliza. • EMDIGAS abastece a Sucre. • EMTAGAS en una empresa mixta (con participación de los Gobiernos Locales) que abastece a las ciudades de Bermejo, Tarija, Villa Montes y Yacuiba. • SERGAS abastece a Santa Cruz de la Sierra, Warnes, Montero y Minero. Por otra parte, YPFN quedó a cargo del abastecimiento en las ciudades de La Paz, El Alto, Viacha, Oruro, Potosí y Camiri, ya que el proceso de transferencia al sector privado no pudo completarse en el plazo correspondiente. De esta manera, el

occidente del país tiene a la empresa estatal como distribuidora de gas natural, quedando en el oriente las empresas privadas mencionadas anteriormente, sin embargo, la concesión de varias de ellas está por concluir. La Tabla 1 presenta el consumo de gas natural por redes para el período 19982007, desagregada por empresa distribuidora. De ella se desprende que son las empresas de Cochabamba y Santa Cruz aquellas que presentan mayores tasas de crecimiento anuales, 12% y 11% respectivamente, le siguen el Eje Occidental (10%), Tarija (5,5%) y Sucre (4,8%); finalmente, se observa que la tasa de crecimiento promedio anual a nivel nacional es 10,4%, cifra mayor a la tasa de crecimiento del PIN o de la población.

El ministro de Hidrocarburos, Luis Sánchez, aclaró que la resolución administrativa emitida por la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH), levantando la subvención al gas industrial un 48%, solo alcanzará a nueve empresas de las 1.092 que tienen la categoría de industrial. Sánchez explicó que la escala de precios de gas natural no fue modificada en los últimos 20 años y por eso ahora se establecen cuatro segmentos, de acuerdo al consumo. En el primero se encuentran 220 empresas que tienen un consumo de hasta 20.000 pies cúbicos al mes (MPC, por mes) y pagarán un precio de $us 1,86 el MPC, por lo que ese segmento experimentará un incremento máximo del 9%. En el segundo existen 831 compañías que tienen un consumo de hasta 10.000 MPC por mes y el precio será de $us 2,10 el MPC, por lo que ese segmento tendrá un

aumento máximo del 23%. En el tercero hay 32 empresas que tienen un consumo de hasta 30.000 MPC por mes. Esa fracción tendrá un precio de $us 2,38 el MPC, por lo que pagará un máximo del 40% más (antes era $us 1,70). En el cuarto se encuentran solo nueve empresas, que tienen un consumo de más de 30.000 MPC por mes, ellas tendrán un precio de $us 2,51 el MPC, por lo que deberán pagar un máximo del 48%. Entre 2014 y 2018, el consumo máximo interno de gas creció en un 40 por ciento, según datos oficiales. Los especialistas en hidrocarburos consultados por Los Tiempos advirtieron que el incremento de la demanda local dificulta el abastecimiento a los mercados de exportación. DISTRIBUCION

DEL

GAS

NATURAL

CATEGORIA

´PLANTAS

TERMOELECTRICAS 1. Introducción

La comercialización en el estado boliviano se comprende desde prestación de servicios hasta compartimiento de recursos renovables y no renovables, depende de los centros de compra y venta, en el que es necesario que todo producto llegue al consumidor final. En el caso de servicios básicos como ser el consumo de agua potable, luz eléctrica, gas a domicilio, TV cable, telefonía, entre otros, tiene como principal objetivo que el satisfacer las necesidades de los bolivianos. Sin embargo, se debe tomar en cuenta el producto en bruto antes de ser comercializado, una vez echo este análisis el gobierno esta comprometido a mejorar la calidad de los bolivianos, por tanto se tantea un precio que sea optimo al estatus promedio, a esto se denomina subvención. Al ser adquisidor de estos servicios, el gobierno asi mismo como permite que se brinde una mejor calidad de vida, los bolivianos estan obligados a retribuir por cada acto comercial con impuestos al estado, 2. Constitución de empresa

En un proyecto empresarial es muy importante analizar la posible rentabilidad del proyecto y sobretodo si es viable o no. Cuando se forma una empresa hay que invertir un capital y se espera obtener una rentabilidad a lo largo de los años. Esta rentabilidad debe ser mayor al menos que una inversión con poco riesgo (letras del Estado, o depósitos en entidades financieras solventes). De lo contrario es más sencillo invertir el dinero en dichos productos con bajo riesgo en lugar de dedicar tiempo y esfuerzo a la creación empresarial. Dos parámetros muy usados a la hora de calcular la viabilidad de un proyecto son el VAN (Valor Actual Neto) y el TIR (Tasa Interna de Retorno). Ambos conceptos se basan en lo mismo, y es la estimación de los flujos de caja que tenga la empresa (simplificando, ingresos menos gastos netos). Si tenemos un proyecto que requiere una inversión X y nos generará flujos de caja positivos Y a lo largo de Z años, habrá un punto en el que recuperemos la inversión X. Pero claro, si en lugar de invertir el dinero X en un proyecto empresarial lo hubiéramos invertido en un producto financiero, también tendríamos un retorno de dicha inversión. Por lo tanto a los flujos de caja hay que recortarles una tasa de interés que podríamos haber obtenido, es decir, actualizar los ingresos futuros a la fecha actual. Si a este valor le descontamos la inversión inicial, tenemos el Valor Actual Neto del proyecto. Si por ejemplo hacemos una estimación de los ingresos de nuestra empresa durante cinco años, para que el proyecto sea rentable el VAN tendrá que ser superior a cero, lo que significará que recuperaremos la inversión inicial y tendremos más capital que si lo hubiéramos puesto a renta fija. La fórmula para el cálculo del VAN es la siguiente, donde I es la inversión, Qn es el flujo de caja del año n, r la tasa de interés con la que estamos comparando y N el número de años de la inversión:

Otra forma de calcular lo mismo es mirar la Tasa Interna de Retorno, que sería el tipo de interés en el que el VAN se hace cero. Si el TIR es alto, estamos ante un proyecto empresarial rentable, que supone un retorno de la inversión equiparable a unos tipos de interés altos que posiblemente no se encuentren en el mercado. Sin embargo, si el TIR es bajo, posiblemente podríamos encontrar otro destino para nuestro dinero. Por supuesto que en la evaluación de un proyecto empresarial hay muchas otras cosas que evaluar, como por ejemplo el tiempo que tardas en recuperar la inversión, el riesgo que tiene el proyecto, análisis costo-beneficio y tienen algunos problemas como son la verosimilitud de las predicciones de flujo de caja. Pero el VAN y el TIR no dejan de ser un interesante punto de partida. 3. Empresas estatales

Actualmente se hizo una evaluación, el Consejo Estratégico de las Empresas Públicas definió 63 empresas estatales que ya existen, entre nacionalizadas y creadas desde 2006, algunas de esas fueron cerradas debido a que no rindieron ingresos ni utilidades. Esa decisión se tomo, en el marco del cumplimiento de los objetivos por las cuales fueron creadas. Para que una empresa pública siga legalmente constituida debe mirar las utilidades que tienen como empresas públicas, porque uno de los objetivos es que generen ingresos. Para eso es que se nacionalizaron, para eso es que se conformaron nuevas empresas y el rol del Estado es de participar de la economía para que sean generadores de ingresos Entre las principales empresas estatales se tienen las siguientes: YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos), ENDE (Empresa Nacional De Electricidad), EMAPA (Empresa de Apoyo a la Producción de Alimentos), ENTEL (Empresa Nacional en Telecomunicaciones), BOA (Boliviana de Aviacion), entre otras. Valga la aclaracion que el 2014, según información oficial, el 97% de las utilidades generadas en 2013 por las 23 empresas públicas que habían

entonces, provenía de YPFB. En desempeño le siguieron la Corporación Minera de Bolivia (Comibol), la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) y Vinto. De esa manera a la fecha, el Ministerio de Planificación no detalla en su portal oficial la lista de las 63 empresas públicas citadas, pues hasta el 2014, se registraban poco más de 20, entre nacionalizadas y creadas. 4. Empresa Nacional de Electricidad (ENDE)

La Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) es una corporación del Estado Plurinacional, que tiene por objetivo principal y rol estratégico, la participación en toda la cadena productiva de la industria eléctrica y en actividades de importación y exportación de electricidad en forma sostenible, con criterios de promoción, desarrollo social y económico del país (Decreto Supremo Nº 29644, de 16 de julio de 2008). Con la nacionalización de las empresas del sector eléctrico, ENDE Corporación, tiene el control sobre la generación transmisión y distribución de energía eléctrica,

la

cual

es

generado

mediante

generadores

hidráulicos

y

termoeléctricas que funcionan con gas natural. Está conformada por una matriz, once empresas filiales y una subsidiaria. Además, tiene representación en directorios de otras dos empresas distribuidoras regionales. ENDE matriz ejerce control y dirección en forma directa o indirecta, debiendo garantizar que estas empresas persigan el logro de los objetivos y metas definidos

para la Corporación, para lo cual fueron necesarios algunas

adecuaciones y cambios en la estructura organizativa y funcional de ENDE matriz. Los resultados que se obtuvieron luego de la nacionalización y refundación de ENDE, fueron alentadores; fortaleciendo al sector eléctrico, a través de políticas macroeconómicas de alto impacto.

Particularmente, en las últimas gestiones, se ve un gran avance en los propósitos trazados en la Agenda Patriótica 2025, una prueba de ello es el incremento de usuarios que cuentan con energía eléctrica. 5. Termoeléctricas en Bolivia

En Bolivia existen doce empresas con 106 unidades de generación eléctrica, entre hidroeléctricas y termoeléctricas, distribuidas en siete de los nueve departamentos del país, según los datos oficiales registrados hasta 2012.

La potencia instalada por tipo de generación en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) corresponde en 69,84% a las unidades termoeléctricas y 30,16% a las hidroeléctricas, señala el Anuario Estadístico 2012 de la Autoridad de Fiscalización

y

Control

Social

de

Electricidad

(AE).

Las centrales eléctricas que conecta el SIN en Bolivia están en La Paz, Cochabamba,

Santa

Cruz,

Chuquisaca,

Potosí,

Oruro

y

Beni.

En este marco, la empresa Cobee opera con 30 unidades hidroeléctricas y dos termoeléctricas

ubicadas

en

El

Alto,

en

la

zona

El

Kenko.

La empresa Corani cuenta con nueve unidades en el departamento de Cochabamba.

La Empresa Eléctrica Guaracachi opera 24 unidades termoeléctricas distribuidas en cinco centrales, las cuales están instaladas en Santa Cruz, Sucre y Potosí.

Asimismo,

la

Empresa

Eléctrica

Valle

Hermoso

tiene

12

unidades

termoeléctricas, 3 en la central Carrasco, 8 en Valle Hermoso y una en El Alto.

Por su parte, la empresa Río Eléctrico SA (Eresa) opera 7 unidades hidroeléctricas, todas ubicadas en los márgenes del río Yura, Potosí.

La Sociedad Industrial Energética y Comercial Andina SA (Synergia) opera la Central Kanata con una unidad hidroeléctrica, ubicada en Cochabamba, en la vertiente

sur

de

la

cordillera

del

Tunari.

La Compañía Eléctrica Central Bulo Bulo (CECBB) tiene dos unidades termoeléctricas

también

en

Cochabamba.

Según el informe, desde 2007, la firma Guabirá Energía SA (GBE) cuenta con una unidad de generación termoeléctrica, siendo la primera empresa en el SIN que utiliza bagazo (residuos de caña de azúcar) como combustible.

La empresa Servicios de Desarrollo de Bolivia SA (SDB) opera la Central Hidroeléctrica Quehata con dos unidades de generación en Cochabamba.

Por su parte, la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) tiene 8 unidades, y ENDE Andina 4 unidades de generación termoeléctrica. Todas las termoeléctricas obtienen el producto principal para la función de sus generadores, el gas natural, el cual es obtenido através de las empresas petroleras operando en Bolivia, el consumo esta dado de la siguiente manera: Volumen 60.000

50.000

40.000

30.000

20.000

10.000

0 1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Año

Volumen

2000

19.342

2001

15.861

2002

17.003

2003

21.819

2004

21.215

2005

25.567

2006

26.067

2007

29.380

2008

34.028

2009

37.637

2010

40.845

2011

50.043

2012

47.259

2013

48.530

2014

52.454

2015

49.214

2016

52.016

(La última actualización del INE fue hasta el año 2016) 6. Comercialización en plantas Termoeléctricas.

En el análisis de comercialización en plantas termoeléctricas, se debe tomar en cuenta el principal producto que hará funcionar la generadora, en este caso el gas natural, por otro lado también la oferta y demanda de electricidad en el mercado interno, posibilidades de exportación de energía eléctrica e inclusive los proyectos futuros en Bolivia, de esta manera desglosaremos en resumen estos puntos. 6.1 Gas a electricidad El Gobierno pagará a las petroleras un “precio internacional” por el gas que se destine a la producción de electricidad para la exportación, un objetivo que se impulsará principalmente con la construcción a corto plazo de más plantas termoeléctricas. Para enfrentar la caída del precio internacional del gas y el petróleo a través del incremento de los volúmenes de producción gasífera destinada a la exportación, mercado interno, industrialización y generación de energía eléctrica, el Ejecutivo dará incentivos a la exploración hidrocarburíferas. Si se compra gas a precio de mercado externo para generar electricidad, el Estado aun así gana $us 2 más por cada millón de BTU” (Unidad Térmica Británica) destinado a ese fin. El precio internacional que paga hoy Argentina a Bolivia por millón de BTU de gas natural, precisó, es de $us 6, un valor que se elevaría a $us 7 si ese volumen de materia prima se convierte en productos petroquímicos y $us 8 si se transforma en electricidad. Los precios del gas en el mercado interno fluctúan entre un máximo de $us 1,9 y un mínimo de 0,90 el millar de pies cúbicos (mpc). La industria recibe el energético a $us 1,70 y las termoeléctricas a 1,3. El mpc “equivale casi a 1 millón de BTU”, explicó el analista Guillermo Torres.

Bolivia va a exportar gas, GLP, urea, amoniaco, plásticos blandos y duros, y electricidad. Para ello necesitamos más gas. Ése es el mensaje a las empresas petroleras privadas y a YPFB. Con este objetivo, anunció, el Gobierno se hará cargo del 80% de los $us 8.000 millones que se destinarán a la exploración en el periodo 2015-2025, monto que forma parte de una inversión total de $us 30.000 millones en toda la cadena hidrocarburíferas, El Gobierno prevé que desde 2015 hasta 2020 el país incrementará su producción de energía de 1.600 a 4.300 megavatios (MW), 2.500 de los cuales se destinarán a la exportación. “Una buena parte de esos 2.500 megavatios se sostendrá con las termoeléctricas, las cuales funcionan con gas”, y el resto con proyectos de generación hidroeléctrica, eólica, solar y geotérmica, afirmó García. Entre 2010 y 2014 hemos hecho una fuerte inversión en termoeléctricas”, pero “el presidente Evo Morales ha instruido hacer nuevas inversiones en hidroeléctricas y en termoeléctricas y su ciclo combinado, de tal manera que sumemos un paquete energético para garantizar el mercado interno y exportar. El nuevo plan de incentivos estará acompañado de la diversificación de mercados para el gas y de inversiones masivas en exploración, industrialización y generación de energía eléctrica. Este plan que va a premiar a las empresas públicas y privadas que se arriesguen a explorar se va a implementar lo más pronto posible. Esperamos acabar las consultas las siguientes semanas para inmediatamente mandarlo a la Asamblea Legislativa 6.2 Oferta y demanda de energía eléctrica

En el cuadro 1 se puede ver un detalle de la oferta y demanda de electricidad. El consumo final energético se presenta, principalmente, en cuatro sectores: industria, residencial, comercial, agropecuario, pesca y minería.

Por otro lado, el consumo final energético se contabiliza por el consumo propio, pérdidas, distribución y almacenaje. En cuanto a la oferta bruta y total, se puede ver que ambas tienen un valor de cero. A simple vista, el gráfico 1 muestra que el sector que más consume electricidad es el residencial, mismo que refleja un mayor porcentaje de consumo en 2001 (39.34%) y el menos consumo en 2008, con 34.28%. Por el contrario, el sector que menos electricidad consume es el agropecuario, pesca y minería, pues su pico más alto está en 2009 con 15.66%, menos de la mitad del menor valor de consumo en el sector residencial. El consumo más bajo de este sector se produjo en 2004 con 8.77%. De acuerdo al Anuario Estadístico de la AE (2015), la capacidad instalada del Sistema

Interconectado

2015 fue de 2.129,7

Nacional

(SIN)

a

diciembre

de

MW, cifra que no incluye la potencia instalada de

aquellas centrales que no operaron durante todo el año y que hasta esa fecha tampoco estuvieron disponibles en el parque generador. La oferta de potencia efectiva disponible de las centrales en el SIN a temperatura media de 25°C, a diciembre 2015, fue de 1.947,9 MW. Toda esta potencia cuenta con licencia de generación y forma parte del parque generador disponible. Las principales centrales de generación eléctrica del SIN están ubicadas en ocho de los nueve departamentos que se conectan en Bolivia: La Paz, Cochabamba, Santa Cruz, Chuquisaca, Potosí, Oruro, Beni y Tarija. COBEE opera en el departamento de La Paz con un total de treinta unidades hidroeléctricas y dos termoeléctricas, las mismas que están agrupadas en catorce centrales hidroeléctricas y una central térmica. Diez de las centrales hidroeléctricas se encuentran en el Valle de Zongo y cuatro en el Valle de Miguillas, mientras que la central térmica está ubicada en la ciudad de El Alto (El Kenko). La empresa

CORANI opera nueve unidades hidroeléctricas ubicadas en el departamento de Cochabamba, las mismas que componen las Centrales Corani y Santa Isabel. Asimismo opera el Parque Eólico Qollpana compuestos de dos aerogeneradores de 1,5 MW de potencia cada uno. La empresa EGSA opera actualmente veinticuatro unidades generadoras distribuidas en cinco centrales termoeléctricas de generación: la Central Guaracachi en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra con ocho unidades, una de ellas en ciclo combinado, la Central Aranjuez en la ciudad de Sucre con once unidades, la Central Karachipampa en Potosí con una; y la Central Santa Cruz en el Parque Industrial de esta ciudad con tres generadoras.

El mismo documento señala que una de ellas vende excendentes de energía a la mencionada central y se ubica en el Ingenio Azucarero “Roberto Barbery Paz” de propiedad de la empresa UNAGRO S.A. Durante la gestión 2015 EGSA se hizo cargo de la operación de la central hidroeléctrica San Jacinto en el departamento de Tarija, con dos unidades generadoras.

La

empresa

EVH

actualmente

posee

doce

unidades

generadoras

termoeléctricas instaladas: tres ubicadas en la Central Carrasco, ocho en la Central Valle Hermoso y dos en la Central de El Alto. La empresa ERESA opera como titular de una licencia de generación, siete unidades hidroeléctricas, tres en la Central de Killpani, tres en la Central Landara y una en la Central Punutuma, todas ubicadas en los márgenes del Río Yura en el departamento de Potosí. La empresa HB posee cuatro unidades de gen ración, dos de las cuales se constituyen en las hidroeléctricas más grandes del país, con 38,4 y 51,1 MW de potencia

efectiva,

instala-

das

en

la

Central

Chojlla

y

Yanacachi, respectivamente, las dos restantes unidades se encuentran instaladas en la Central Chojlla Antigua. SYNERGIA opera la Central Kanata con una unidad de generación hidroeléctrica de 5 MW, con el aprovechamiento de los recursos hídricos del sistema Escalerani. La central Kanata está ubicada en el departamento de Cochabamba, en la vertiente sur de la Cordillera del Tunari. La empresa CECBB opera tres unidades de generación termoeléctrica en la central Bulo Bulo, todas ubicadas en el departamento de Cochabamba. A partir del 6 de octubre de 2007, la empresa Guabirá Energía (GBE) opera con una unidad de generación termoeléctrica, siendo la primera empresa de gene ración en el SIN que utiliza bagazo como combustible. La central de la empresa está ubicada en Montero, en el departamento de Santa Cruz La empresa Servicios de Desarrollo de Bolivia S.A. (SDB) opera la Central Hidroeléctrica Quehata con tres unidades de generación, ubicada en la rivera del Río Ayopaya en la población Quehata, en el departamento de Cochabamba. La empresa ENDE ANDINA S.A.M. opera actual- mente con cuatro unidades generadoras termoeléctricas ubicadas en la localidad de Entre Ríos, a la

altura del kilómetro 270 de la carretera Santa Cruz – Cochabamba, en la provincia Carrasco del departamento de Cochabamba. También opera otras cuatro

generadoras

de

40

MW

cada

una

en

la

Central

Termoeléctrica del Sur, ubicada en la localidad de Yaguacua a 27 km de Yacuiba en la provincia Gran Chacho del Departamento de Tarija. Además, opera otras cinco generadoras termoeléctricas de 40 MW cada una en la Central Termoelectrica Warnes, ubicada en la provincia Warnes del Departamento de Santa Cruz.La Empresa ENDE opera dieciseis unidades generadoras de 1,4 MW de poten- cia efectiva cada una, una de 1,3 MW de potencia efectiva y cuatro de 1,1 MW de potencia efectiva cada una, todas en la Central Termoeléctrica Moxos ubicada en la ciudad de Trinidad en el departamento del Beni. 6.3 Exportación

El país se encamina a la exportación de electricidad; el destino de este nuevo negocio: Argentina. El país vecino da por hecho el acuerdo. El Estado boliviano invertirá, a través de la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE), $us 66 millones en la ampliación de la termoeléctrica del sur, que sera el corazón de este proyecto que busca por primera vez en la historia del país saltar del gas a la electricidad, una energía considerada con mayor valor agregado. 6.3.1

El

proyecto

La planta termoeléctrica del sur, ubicada en Tarija, tendrá una capacidad para distribuir 500 megavatios y será la que alimentará de energía al mercado del norte de Salta y Jujuy. En una primera etapa se exportarán entre 100 y 200 megavatios. Para la vinculación eléctrica se tiene previsto construir un electroducto 2x132 Kv entre el

El

nodo

proyecto línea

frontera

de

(Bolivia

transmisión,

-

denominado

Argentina).

Juana

Azurduy

de

Padilla, comprende la construcción de dos subestaciones, una en la localidad

de

Yaguacua

(Bolivia)

y

otra

en

Tartagal.

Se prevé la construcción de una línea de transmisión con una longitud

aproximada de 116 km (46 km en territorio boliviano y 70 km en territorio argentino).

La venta de electricidad genera entusiasmo en el suelo argentino. Ayer, medios como El Tribuno e Informate Salta citaron a autoridades argentinas, que dan por hecho el negocio. El Tribuno citó a Hugo González, gerente de Relaciones Institucionales de Edesa (Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A.), quien afirmó que el tramo de la obra en suelo boliviano ya estaría finalizado y se espera que en los próximos meses comience el tendido de cables en suelo salteño. El alto directivo informó de que incluso ENDE dará un crédito para apurar las obras en suelo argentino porque en Bolivia ya se tiene el proyecto terminado y por lo menos del lado boliviano donde iniciaron la construcción de la línea. Con un

proyecto

viable

desde

el

año

2012

Se pretende realizar una audiencia pública en Tartagal para la aprobación de todo lo relacionado a la obra en el lado argentino, para recién a partir de ahí empezar

la

construcción

que

demorará

entre

12

y

18

meses.

El analista energético Sergio Arnez aseguró que, en caso de concretarse la exportación, sería un paso importante para el país, ya que se abriría un nuevo pilar en la economía porque se exportaría gas con valor agregado y se atraerían inversiones

privadas

para

que

se

genere

más

electricidad.

Este paso será sostenible en la medida que se hagan más exploraciones y se descubran más reservas de gas. El analista Héctor Uriarte sostuvo que se deben conocer los precios (megavatio/hora) para conocer la factibilidad del negocio. Además, consideró que se debe tener en cuenta que no en todas las horas del día se demanda la misma

cantidad

de

electricidad,

por

lo

que

la

exportación solo sería durante determinados tiempos, es decir, es como si

Argentina tuviera un generador en su territorio y este debe tener precios competitivos.

6.3.2

Volúmenes

ofrecidos

en

capacidad

El 7 de septiembre del 2012, el ministro de hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, ministro de ese entonces, dijo que Bolivia está en capacidad de vender este

año

a

la

Argentina

100

MW.

Con el inicio de operaciones de la Termoeléctrica del Sur, que aporta desde el sábado 160 megavatios (MW) al SIN, la oferta de electricidad en el país subió de 1.480 MW a 1.640 MW. Mientras, la demanda es de 1.200 MW, lo que muestra

que

hay

una

reserva

de

37%.

En la inspección a la Termoeléctrica del Sur, el ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, informó que en la actualidad la oferta de energía eléctrica es de 1.480 MW y la demanda alcanza aproximadamente a 1.200 MW. Por ello, añadió que con la inyección de los 160 MW de la mencionada termoeléctrica se llegará a los 1.640 MW que se tendrá en el Sistema Interconectado

Nacional

(SIN).

E gerente general de ENDE Andina de dicho año, Hugo Villarroel, señaló que con la entrega de la planta se abren las puertas para la exportación de electricidad. No solo se trata de la interconexión del Gran Chaco, ni que se garantice la energía para el sur del país, también se podrá exportar y se lo trata actualmente como proyecto. DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA GNV

Gas natural Vehicular. Es el gas natural comprimido para hacer posible su empleo en el sector transporte. Siendo el gas natural más liviano que el aire y que otros combustibles gaseosos, su

almacenamiento y empleo en el transporte demanda cilindros y equipos de diseño especial.

Para convertir un vehículo al uso de GNV debe utilizar gasolina o GLP automotriz, preferentemente tener una antigüedad no mayor de 10 años y aprobar la pre-inspección técnica por el taller donde se realizará la conversión a GNV.

Uso del GN en el sector vehicular El programa de gobierno actual, con la política de cambiar la matriz energética ha creado la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular EEC - GNV, con los siguientes objetivos: -

Contribuir al Cambio de la Matriz Energética a través de los programas que lleva adelante la EEC-GNV. Ejecutar el Programa de Conversión de Vehículos de Gasolina a GNV del Parque Automotor Nacional.

El compromiso de la EEC-GNV es reducir el alto consumo de gasolina especial y diésel oíl, que ocasiona la importación de los carburantes y por ende el costo de la subvención otorgada por el Estado a través de la conversión de vehículos de combustibles líquidos a GNV. Asimismo, disminuir el costo de operación del transporte público, por el uso y consumo de gasolina y diésel oíl y por ende las tarifas aplicadas a la ciudadanía.

Cabe mencionar que, si bien el GNV emite metano, el aumento de las emisiones de metano es más que compensado por una reducción substancial de las emisiones de CO2. En promedio, el precio del GNV es aproximadamente 30% menos que el diésel y 50% menos que la gasolina.

Los vehículos propulsados por GNV tienen costos de operación y mantenimiento más bajos, lo que genera un ahorro significativo en el ciclo de vida del vehículo. La evolución del mercado de GN, relacionado al número de consumidores y su demanda crecen en la medida que se expanda la red de transporte y distribución de

este energético, además de lo mencionado se necesitan de incentivos orientados para su adopción como combustible. Así, la introducción y la expansión del uso del GNV dependerán de incentivos:

Ventajas del GNV: -

-

-

-

-

El gas natural vehicular, al no llevar refinado como en el caso del petróleo, tiene un costo de producción mucho más barato repercutiendo en su precio en el mercado, igualmente bastante más económico. El uso del GNV como combustible también supone una ventaja en el ahorro del mantenimiento de su coche ya que el sistema de escape, carburador, bujías, además del lubricante, prolongan bastante su vida útil. El gas natural vehicular es un combustible alternativo ecológico porque sus emisiones de óxidos de nitrógeno (NOx) se reducen en más de un 85% y el monóxido de carbono (CO) en un 25% menos. No desecha dióxido de azufre (SO2) Lanza al aire plomo sin trazas de metales pesados ni partículas sólidas y no aumenta. Las emisiones de dióxido de carbono (CO2) son un 40 a 50% menos que el carbón y 25 a 30% menos que el petróleo. También cuenta con la ventaja de que permite el reciclado de los antiguos vehículos de gasolina en coches de GNV. La modificación de los motores es simple, no hay que hacer muchos cambios y aunque la inversión puede resultar un poco costosa, se amortiza pronto con el ahorro económico en carburante.

Ventajas del GNV: -

-

Los coches con gas natural vehicular sufren una pérdida de potencia de alrededor del 10%. El contenedor del gas en el coche supone un mayor peso y ocupar un espacio en dónde colocarlo. Esto para los vehículos pequeños es un problema si quieres poner en un momento dado alguna carga adicional. Como combustible alternativo ecológico no es de los menos contaminantes.

-

Su obtención también supone perforar la tierra y usar las mismas técnicas que para extraer el petróleo.

Análisis de la demanda Este análisis permitirá identificar a los consumidores y usuarios; la distribución geográfica de la demanda; proyectar la demanda y encuestar a los potenciales clientes.

Cualquiera que sea el tipo de bienes o servicios que se analicen, el análisis de la demanda contenido en el documento del proyecto debe abarcar tres grandes temas: el volumen de la demanda prevista para el periodo de la vida útil del proyecto; la parte de la demanda que se espera sea atendida por el proyecto, teniendo en cuenta la oferta de otros proveedores; y los supuestos que se han utilizado para fundamentar las conclusiones del estudio. En todos estos temas estará presente el problema de los precios. A continuación, se presenta el consumo de gas por redes para la categoría de GNV: Proyeccion del consumo de GNV año volumen (MMPC) 2014

4,6

2015

6,62

2016

8,64646465

2017

10,6666667

2018

12,6868687

2019

14,7070707

2020

16,7272727

2021

18,7474747

2022

20,7676768

2023

22,7878788

2024

24,8080808

2025

26,8282828

realizando una regresion lineal

𝒚=𝒂+𝒃∗𝒙

a b

2011,72 0,495

volumen (MMPC)

y = 2011,72 + 0,495x

30 25 20 15 10 5 0 2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

Análisis de la oferta: proyeccion de la oferta de GNV volumen año (MMPC) 2014

23,787

2015

24,324

2016

24,848

2026

2017

25,4468085

2018

25,9787234

2019

26,5106383

2020

27,0425532

2021

27,5744681

2022

28,106383

2023

28,6382979

2024

29,1702128

2025

29,7021277

volumen (MMPC)

y = 0.5379x - 1059.5

35 30 25 20 15 10 5 0 2012

2014

2016

Oferta vs demanda

2018

2020

2022

2024

2026

oferta vs demanda 35 30 25 20 15 10 5 0 2012

2014

2016

2018

2020

2022

2024

2026

4. MARCO NORMATIVO CONSTITUCIÓN POLÍTICA DEL ESTADO En los artículos siguientes de la CPE se menciona la propiedad, consumo y comercialización de nuestros recursos naturales debe garantizar primeramente el consumo interno. - “Artículo 359. I. Los hidrocarburos, cualquiera sea el estado en que se encuentren o la forma en la que se presenten, son de propiedad inalienable e imprescriptible del pueblo boliviano. El Estado, en nombre y representación del pueblo boliviano, ejerce la propiedad de toda la producción de hidrocarburos del país y es el único facultado para su comercialización.” - “El Art. 367° señala que la explotación, consumo y comercialización de los hidrocarburos y sus derivados deberán sujetarse a una política de desarrollo que garantice el consumo interno.”

LEY DE

HIDROCARBUROS Nº 3058 Del 18 de Mayo de 2005. Que abroga la ley de hidrocarburos Nº 1689 del 30 de abril de 1996, donde las propiedades de los hidrocarburos en boca de Pozo eran para el Estado Boliviano, nace la Ley de hidrocarburos menciona en sus siguientes artículos:

- “Artículo 9 (Política de Hidrocarburos, Desarrollo Nacional y Soberanía). El Estado, a través de sus órganos competentes, en ejercicio y resguardo de su soberanía, establecerá la Política Hidrocarburífera del país en todos sus ámbitos. El aprovechamiento de los hidrocarburos deberá promover el desarrollo integral, sustentable y equitativo del país, garantizando el abastecimiento de hidrocarburos al mercado interno, incentivando la expansión del consumo en todos los sectores de la sociedad, desarrollando su industrialización en el territorio nacional y promoviendo la exportación de excedentes en condiciones que favorezcan los intereses del Estado y el logro de sus objetivos de política interna y externa, de acuerdo a una Planificación de Política Hidrocarburífera. ” En lo integral, se buscará el bienestar de la sociedad en su conjunto. En lo sustentable, el desarrollo equilibrado con el medio ambiente, resguardando los derechos de los pueblos, velando por su bienestar y preservando sus culturas. En lo equitativo, se buscará el mayor beneficio para el país, incentivando la inversión, otorgando seguridad jurídica y generando condiciones favorables para el desarrollo del sector. Los planes, programas y actividades del sector de hidrocarburos serán enmarcados en los principios del Desarrollo Sostenible, dándose cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Artículo 171 de la Constitución Política del Estado, la Ley del Medio Ambiente y la Ley Nº 1257, de 11 de julio de 1991, que ratifica el Convenio Nº 169 de la OIT y Reglamentos conexos. - “Artículo 10 (Principios del Régimen de los Hidrocarburos). Las actividades petroleras se regirán por los siguientes principios: a) Eficiencia: que obliga al cumplimiento de los objetivos con óptima asignación y utilización de los recursos para el desarrollo sustentable del sector; b) Transparencia: que obliga a las autoridades responsables del sector a conducir los procedimientos administrativos de manera pública, asegurando el acceso a la información a toda autoridad competente y personas individuales y colectivas que demuestren interés. Asimismo, obliga a las autoridades a cumplir y hacer cumplir la presente Ley aplicando de manera correcta los principios, objetivos y políticas del sector y a que rindan cuenta de su gestión de la forma establecida en las normas legales aplicables. Este principio también obliga a las empresas del sector

hidrocarburífero que operan en el país a brindar sin restricción alguna la información que sea requerida por autoridad competente. c) Calidad: que obliga a cumplir los requisitos técnicos y de seguridadestablecidos; d) Continuidad: que obliga a que el abastecimiento de los hidrocarburos y los servicios de transporte y distribución, aseguren satisfacer la demanda del mercado interno de manera permanente e ininterrumpida, así como el cumplimiento de los contratos de exportación; e) Neutralidad: que obliga a un tratamiento imparcial a todas las personas y empresas que realizan actividades petroleras y a todos los consumidores y usuarios; f) Competencia: que obliga a todas las personas individuales o colectivas dedicadas a las actividades petroleras a operar en un marco de competencia con sujeción a la Ley; g) Adaptabilidad: El principio de adaptabilidad promueve la incorporación de tecnología y sistemas de administración modernos, que aporten mayor calidad, eficiencia, oportunidad y menor costo en la prestación de los servicios. - “Artículo 11 (Objetivos de la Política Nacional de Hidrocarburos). Constituyen objetivos generales de la Política Nacional de Hidrocarburos: a) Utilizar los hidrocarburos como factor del desarrollo nacional e integral de forma sostenible y sustentable en todas las actividades económicas y servicios, tanto públicos como privados. b) Ejercer el control y la dirección efectiva, por parte del Estado, de la actividad hidrocarburífera en resguardo de su soberanía política y económica. c) Generar recursos económicos para fortalecer un proceso sustentable de desarrollo económico y social.” - “Artículo 14 (Servicio Público). Las actividades de transporte, refinación, almacenaje, comercialización, la distribución de Gas Natural por Redes, el suministro y distribución de los productos refinados de petróleo y de plantas de proceso en el mercado interno, son servicios públicos, que deben ser prestados de manera regular y continua para satisfacer las necesidades energéticas de la población y de la industria orientada al desarrollo del país.”

“Por lo tanto, establece la utilización de los hidrocarburos como factor de desarrollo nacional e integral de forma sostenible y sustentable en todas sus actividades económicas y servicios tanto públicos como privados, y generar recursos económicos para fortalecer un proceso sustentable de desarrollo económico y social. Que entre los objetivos de política de masificación del uso de Gas Natural en el mercado interno, se encuentra la conversión del parque automotor a GNV generando

las

condiciones

necesarias

para

la

adecuación

tecnológica

correspondiente. Debido entre otros aspectos, a que el precio del Gas Natural usado como combustible vehicular, es más competitivo que el precio de los combustibles líquidos, lo cual beneficia a los consumidores finales. Que la utilización del Gas Natural permite mejorar la calidad de vida de los habitantes por ser un combustible que produce bajas emisiones de gases nocivos a la salud y que no daña el medio ambiente. La conversión del parque automotor a GNV requiere de incentivos y mecanismos que faciliten al usuario su conversión. Que el alto costo por el uso y consumo de combustibles líquidos tales como el diesel oíl y la gasolina especial en los vehículos del Estado, del transporte público y del sector privado, inciden en la subvención otorgada por el Estado.” DECRETO SUPREMO 29272 Decreta: - “Artículo 1°.- (Objeto). El presente Decreto Supremo tiene por objeto aprobar el Plan General de Desarrollo Económico y Social de la República: “Plan Nacional de Desarrollo: Bolivia Digna, Soberana, Productiva y Democrática para Vivir Bien - Lineamientos Estratégicos”” La planificación estatal fue plasmada en las políticas y objetivos del Plan Nacional de Desarrollo (PND) aprobado por D.S. 29272 el 12 de septiembre de 2007, que representa las líneas estratégicas de mediano y largo plazo que deben seguir las instituciones públicas, privadas y comunitarias. Los principales lineamientos que rigen el desarrollo del proyecto son los siguientes: • Recuperar y consolidar la propiedad y el control de los hidrocarburos • Garantizar la seguridad energética nacional y consolidar el país como centro energético regional DECRETO SUPREMO 28701

El proceso de Nacionalización de los Hidrocarburos dispuesto por D.S. 28701 de 1º de mayo de 2006 marca la agenda del sector hidrocarburos puesto que el conjunto de medidas que ha establecido constituyen una política de Estado, más si se considera que el pueblo boliviano ha aprobado la Constitución Política del Estado donde ratifica los aspectos sustanciales que rigen las políticas y la gestión de los hidrocarburos en Bolivia. ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS El año 2008 con la Estrategia Boliviana de Hidrocarburos (EBH) planteada por el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, se establecen los lineamientos generales y los objetivos y metas específicas para el desarrollo de toda la cadena de hidrocarburos en los próximos 10 años, con la finalidad de aumentar las reservas y lograr la industrialización del gas natural, mediante el incremento de las inversiones, por parte de YPFB y de sus socios estratégicos, de manera de lograr la seguridad energética en Bolivia, el cumplimiento pleno de los compromisos de exportación, y la distribución equitativa del excedente económico. DECRETO SUPREMO 0675 De 20 de octubre de 2010, decreta: - Artículo 1.- (Objeto). El presente Decreto Supremo tiene por objeto: 1. Crear la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular – EEC-GNV, como institución pública desconcentrada dependiente del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. 2. Modificar el Artículo 114 del Reglamento para Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de Gas Natural Vehicular – GNV y Talleres de Conversión de Vehículo a GNV, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 27956, de 22 de diciembre de 2004 y el Artículo 13 del Decreto Supremo Nº 29629, de 2 de julio de 2008, Reglamento sobre el Régimen de Precios de Gas Natural Vehicular – GNV. - Artículo 2.- (Creación, Finalidad y Estructura). I. Se crea la Entidad Ejecutora de Conversión a Gas Natural Vehicular – EEC-GNV, como institución pública desconcentrada bajo dependencia del Ministerio de Hidrocarburos y Energía, con independencia administrativa, financiera, legal y técnica, sobre la base de la

normativa interna del Ministerio. II. La EEC-GNV tiene por finalidad ejecutar los Programas de Conversión a GNV y Mantenimiento de Equipos para GNV, y de Recalificación y Reposición de Cilindros de GNV, y administrar los recursos provenientes del Fondo de Conversión Vehicular a GNV – FCVGNV y del Fondo de Recalificación de Cilindros a GNV – FRCGNV, en el marco de la normativa interna del Ministerio de Hidrocarburos y Energía. DECRETO SUPREMO 27956 De fecha 22 de diciembre de 2004, tiene por objeto establecer el marco normativo y los procedimientos para implementar el Plan Nacional de conversión de Vehículos a Gas Natural, por el cual aprobó el Reglamento de Precios de Gas Natural Vehicular (GNV) y el Reglamento de Construcción y Operación de Estaciones de Servicio de GNV y Talleres de Conversión de GNV. DECRETO SUPREMO 1344 - “Artículo 1.- (Objeto). El presente Decreto Supremo tiene por objeto crear el Programa Nacional de Transformación de Vehículos de Diesel Oíl a Gas Natural Vehicular – GNV.” - “Artículo 3.- (Devolución de los recursos). I. La devolución de los recursos que correspondan por la compra e instalación de los motores a GNV, se realizará a través de un sistema de cuotas aplicadas al consumo regular de GNV de los beneficiarios en las Estaciones de Servicio, las cuales estarán interconectadas a un módulo central de gestión, mediante el SUIC-GNV.” - “Artículo 4.- (Monto máximo reconocido para el paquete de conversión). La instalación del paquete de conversión sin costo para el vehículo en el marco de este programa, cubrirá un monto máximo a ser establecido mediante Resolución Ministerial del Ministerio de Hidrocarburos y Energía.” DECRETO SUPREMO 1889

De Que da vía libre a la importación con arancel cero de coches cuyos motores fueron fabricados originalmente para usar Gas Natural Vehicular (GNV). El objetivo es el de “profundizar la conversión de la matriz energética”. 5. CONCLUSIONES 

Existe una creciente demanda en el mercado comercial debido al crecimiento de esta área.



Conocemos la distribución del gas natural en las diferentes categorías



El crecimiento de la demanda a la categoría domestica es lineal después de la nacionalización de los hidrocarburos.



El consumo en la industria de gas natural crecio en un 40 % en los últimos años por lo tanto el incremento de la demanda interna dificulta el abastecimiento en los mercados de exportación.



El abastecimiento de gas natural en termoelectricas depende de la cantidad del mismo recurso en Bolivia, si desea que sea factible el proyecto del electroducto Bolivia-Argentina se debe tener en cuenta primero la cantidad de reservas y que no perjudique a los otros consumidores evitando perdida del recurso.



La mayoría de los vehículos utilia combustibles tales como la gasolina o diesel, estos que son mas caros que el GNV también mas contaminantes y menos seguros es asi que se promociona el uso del GNV por que Bolivia al ser productor del gas natural cuenta con varias reservas para poder comercializar tanto en el mercado interno como en el extarno y de acuerdo al proyecto el sector interno es uno de los mayores demandantes y tiene mayor importancia.

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA CARRERA DE INGENIERIA PETROLERA

“COMERCIALIZACION DEL GAS NATURAL EN EL MERCADO INTERNO”

INTEGRANTES:

CALLE HUANCA EDWIN GUARACHI CASTILLO FRANZ ELIAS YAPITA CACERES ALDO WILMER

DOCENTE : ING FELIX ORELLANA SANCHEZ MATERIA : COMERCIALIZACION DE HIDROCARBUROS FECHA : 02-08-2019 1. OBJETIVO GENERAL ...................................................................................... 2 2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................................. 2 3. MARCO TEORICO ........................................................................................... 2 EL GAS NATURAL.................................................................................................. 2

LA COMERCIALIZACION ....................................................................................... 3 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL EN LAS DIFERENTES CATEGORIAS EN EL MERCADO INTERNO ............................................................................................. 3 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA COMERCIAL ........................ 3 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA DOMESTICO ........................ 7 INSTALACION DE GAS NATURAL DOMICILIARIO ............................................... 7 VOLUMENES DE GAS NATURAL CONSUMIDOS EN EL SECTOR DOMÉSTICO ................................................................................................................................ 9 PROYECCION DE LOS VOLUMENES DE GAS NATURAL CONSUMIDOS EN EL SECTOR DOMÉSTICO HASTA EL 2020.............................................................. 10 DISTRIBUCION DEL GAS NATURAL CATEGORIA INDUSTRIAL ...................... 11 DISTRIBUCION

DEL

GAS

NATURAL

CATEGORIA

´PLANTAS

TERMOELECTRICAS ........................................................................................... 13 4. MARCO NORMATIVO .................................................................................... 33 CONSTITUCIÓN POLÍTICA DEL ESTADO .......................................................... 33 DECRETO SUPREMO 28701 ............................................................................... 36 ESTRATEGIA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS ............................................. 37 DECRETO SUPREMO 0675 ................................................................................. 37 DECRETO SUPREMO 27956 ............................................................................... 38 DECRETO SUPREMO 1344 ................................................................................. 38 DECRETO SUPREMO 1889 ................................................................................. 38 5. CONCLUSIONES ........................................................................................... 39