ANALISIS DE RESERVAS PROBADAS ULTIMO.docx

1UNIVERSIDAD AUTÓNOMA JUAN MISAEL SARACHO FACULTAD DE CIENCIAS INTEGRADAS DE VILLA MONTES PROYECTO DE INGENIERIA DE PETROLEO YGAS NATURAL UNIVERSITARIOS: AVENDAÑO GUERRERO JAIRO EMANUEL CASTILLO CANTERO JORJELINA COPANA ZAPANA FRANZ DALIMBER MARTINEZ ABAN ERWIN ARTURO MURGUIA DOMINGUEZ6 JOEL DAVID SEQUEVI EGILIO EVERTH ALDO YUCA ESCARAY SEBASTIAN JUAN DOCENTE: ING. MARCELO SALGADO VILLA MONTES-TARIJA NOVIEMBRE 2011 ANALISIS DE RESERVAS PROBADAS, PROBABLES Y POSIBLES DEHIDROCARBUROS DE BOLIVIA 2 INDICE 1.-INTRODUCCION 2.-ANTECEDENTES 3.-OBJETIVO 3.1.-OBJETIVO GENERAL 3.2.-OBJETIVOS ESPECIFICOS 4.-MARCO TEORICO 4.1.-LASRESERVASPROBADAS,PROBABLESYPOSIBLESDEGASNATURAL 4.1.1.-DEFINICIONESEINTERPRETACIONESDESUALCANCE 4.2.-RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE BOLIVIA 4.3.-CERTIFICACIÓNDE RESERVASYNECESIDAD DE EXPLORACIÓN 4.4.-QUIÉNES SONLOS RESPONSABLES DEL SUBE Y BAJA 4.5.-QUÉ HACER: OPONERSE A LA VENTA DE GAS A LA ARGENTINA (CHILE), PARAGUAY, URUGUAY Y CUIABÁ 5.- METODOLOGIA 6.- CALCULOS Y RESULTADOS 6.1.-CALCULO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO 6.2.- GRAFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO 6.3.- GRAFICO LINEAL DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO 6.4.- CALCULO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJE POR AÑO 6.5.- GRAFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJE POR AÑO 6.5.- GRAFICO LINEAL DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJE POR AÑO 6.7.-GRAFICA DE RESERVAS PROBADAS DE BARRILES DE PETROLEO POR AÑO DE BOLIVIA 7.-CONCLUSIONES 8.-BIBLIOGRAFÍA.- 3 1.-INTRODUCCION Enlosúltimosaños,elsectorhidrocarburossehaconstituidoenelprincipalpilardelaeconomía boliviana,fundamentalmente porsuimportanciaenlosingresosfiscales. Como consecuencia, el2007,losmontosrecaudadospor regalíaseimpuestospagadospor elsectorrepresentaban cerca de56% delarecaudaciónestatal.El2010, elsectorhidrocarburostuvounaparticipación cercanaa7% en elProductoInternoBruto(PIB)yelgas naturalexportadosignificó43% del totaldelasexportacionesefectuadaspor Bolivia. Sin embargo,la importancia del sector se ha traducido en una dependencia, por parte del Gobiernocentralydelosgobiernossubnacionales,delosingresosgeneradosporestaactividad, principalmente de regalías eImpuestoDirectoalosHidrocarburos(IDH).Enestasituación,los recursosqueobtienenlosdiferentesbeneficiariosde larentapetroleradebieranasegurarla sostenibilidadde programasyproyectosorientadosaldesarrollode sectoresno tradicionales delaeconomía,situaciónquenoocurrealafecha. Resultaigualmenteimportanteconsiderarquecon lacreacióndel IDH,establecidoenlaLey deHidrocarburosN°3058,de mayode2005,nosolamenteseincrementóconsiderablemente laparticipación estatalenlarentapetrolera,sinoque,además,dichanormaestablecela refundacióndeYacimientosPetrolíferosFiscalesBolivianos(YPFB),entidadalaqueseleasigna elrolprincipaldeejerceranombredelEstadolapropiedaddeloshidrocarburosyrepresentar almismoenlasuscripción decontratospetroleros. Asimismo,enmayodel2006,elpresidenteEvoMoralesemitióelDecretoSupremoN°28701,de NacionalizacióndelosHidrocarburos,elmismoqueseñalaquetodaslasempresasqueoperan enelpaísestánobligadasaentregaraYPFBtodasuproducción;deigualmanera,expresaque YPFB,a nombreyen representacióndel Estadoboliviano,asumela comercializaciónde los hidrocarburos,definiendolascondiciones,volúmenesyprecios,tantoparaelmercadointern o comoparalaexportacióneindustrialización. En estecontexto,el presentedocumentose focalizaen lasactividadesde exploracióny explotacióngeneradorasde regalíase IDH,paralo cual analiza:la relaciónentreelEstado ylasempresaspetroleras,establecidamediantecontratosdeoperación;elcomportamiento delaproduccióndehidrocarburosylosmercadosaloscualessedestina lamisma;elprecioal cual son comercializadosylosingresosquesegeneranpor suventa;asimismo,sepresentael comportamientodelasregalíaseIDHobtenidosporlaactividadhidrocarburífera;eldocument o consideralaparticipaciónadicionaldeYPFBenloscontratosdeoperaciónylaretribuciónque lostitularesperciben;finalmente,seanaliza elprincipalretoafuturodel sector,comoson los nuevoscontratospetrolerosde servicios que,segúnel Gobierno boliviano,daránrespuesta a unaimperiosanecesidadde exploraciónde hidrocarburos,muestrade ello es el modelo de 4 contratode servicios queactualmentenegociaYPFBcon algunasempresaspetrolerasyla recientesuscripción,enjuniode2011,decuatronuevoscontratosconlaempresapetroleraGas ToLiquidInternational. 2.-ANTECEDENTES Elpetróleoyelgasnaturalsiguensiendoenla actualidadlasprincipalesfuentesde energíadisponible,porlomenoslasmásmanejables,mejoradaptadasalempleode toda clase de vehículos y generación de energía. Sedebemencionarqueelpetróleobolivianoesmuylivianoencomparaciónalobtenido enotrospaísesysegúnlasnormasinternacionalesqueestablecenciertosparámetros paradichaclasificación;lapruebamáselocuentees lalecturadelosgradosAPI,que muestraclaramentelascaracterísticasdelcrudoboliviano,estascaracterísticasy su naturaleza dificultan la obtención de productos pesados como diesel, aceites lubricantes, asfalto entreotros. (Ver Tabla 1) TABLA 1 I N F O R M E D E A N A L I SI S (Crudo Normal) Densidad API a 60 ºF 50.5 Gravedad especifica a 60 ºF 0.7775 Tensión de Vapor Reíd Psi 4.85 Punto de escurrimiento ºF Inf. A + 15 Color Visual Café claro Color Saybolt Inf. A – 16 Apariencia Cristalina Viscosidad SUS a 100 ºF 30.0 Agua y Sedimentos Vol. % 0.05 Corrosión a la lámina de Cu 1 - b Contenido de Cenizas % P. 0.0 Residuos Carbonosos % P. - . - Contenido de Gasolina Vol. % 26.7 Contenido de Kerosene Vol. % 49.3 Contenido de Diesel Vol. % 16.7 Recuperado hasta Punto Final Vol. % 6.0 Residuos Finales o Fondo Vol. % 1.3 Perdidas de Livianos o (GLP) Vol. % 0.0 Fuente: Laboratorio Y.P.F.B. (Refinería Sucre) Laindustriamundialdehidrocarburoslíquidosclasificaelpetróleodeacuerdoasu 5 densidadAPI(parámetrointernacionaldelInstitutoAmericanodePetróleo),que diferencia las calidades del crudo.A continuación alguna característica: ObservandolaTabla1 seconcluyequeelpetróleobolivianoseencuentradentrodel grupodelosaceitescrudossuperligeros,encomparaciónconel petróleodeotrospaíses y las normas internacionales En la Tabla 2 semuestranlasreservasbolivianas de hidrocarburos líquidos y gas natural, realizando una comparación de ambas, se puede observar claramente quelas primeras son pequeñas en relación con las reservas de gas natural. TABLA 2 RESERVAS DE GAS NATURALY PETROLEO- CONDENSADO GASNATURAL(MMpc.) PETROLEOY CONDENSADO (bbl.) PROBADA PROBABLE PROBADA+ PROBABLE PROBADA PROBABLE PROBADA+ PROBABLE SANTA CRUZ 2.788.024 2.069.878 4.857.902 55.176.601 38.730.776 93.907.377 COCHABAMBA 688.171 334.319 1.022.490 32.664.031 36.322.500 68.986.531 CHUQUISACA 550.471 122.229 672.700 5.335.115 2.261.299 7.596.414 TARIJA 23.334.768 22.407.776 45.742.524 383.842.351 374.830.173 758.672.524 TOTAL NACIONAL 27.361.434 24.934.202 52.295.616 477.018.098 452.144.748 929.162.846 Fuente: Cámara Boliviana de Hidrocarburos.(Reservas al 1ºde enero del 2003) 3.-OBJETIVO 3.1.-OBJETIVO GENERAL Realizar un estudio técnico, económico y estadístico para poder analizar las reservas probadas, probables y posibles, de petróleo y gas natural en Bolivia y hacer un cuadro comparativo desde el año 2008 hasta el año 2011, para saber si nuestras reservas se mantienen, aumentan o disminuyen con el transcurso del paso de los años. 3.2.-OBJETIVOS ESPECIFICOS 6 Realizar un estudio profundo de certificación de reservas hidrocarburífera en nuestro país. Averiguar sobre las reservas probadas probables y posibles, del petróleo y gas natural por año en Bolivia. Analizar las reservas totales de reservas probadas, probables y posibles de hidrocarburos de nuestro país. Hacer conocer cuáles son las empresas que controlan el estudio técnico, económico y estadístico de nuestra reserva de hidrocarburos en Bolivia. Realizar histogramas y comparar datos por año analizando si disminuyeron o subieron las reservas de hidrocarburos en Bolivia. 4.-MARCO TEORICO 4.1.-LAS RESERVAS PROBADAS ,PROBABLES YPOSIBLES DE GAS NATURAL 4.1.1.-DEFINICIONESEINTERPRETACIONESDESUALCANCE Enprincipiosedefinencomoreservasdegasnatural(ylíquidoscondensados)alvolumen estimadodeestoshidrocarburosqueseesperapoderrecuperarenelfuturodereservoriosconocidos apartir deinformacióngeológica ydeingeniería,enlas condicioneseconómicas actuales(de precios,costos,tasasdeinterés,tipodecambio,impuestos,tasasyregalías,entreotrasvariables) conunniveldadodetecnologíasyelsupuesto adicionaldelasmismasregulaciones legales, administrativasyambientales. Enconsecuencia,lascantidades(volúmenes) indicadossonaproximadas ysugradode precisión,o sisequiere,el margende errorde la estimación,dependeráde la combinaciónde másde unafunción deprobabilidadconquesepuedaaproximarelriesgoasociadoalaactividad,segúnla cuencayyacimientodondeselleveacabo.Porlotantonoexistirácertezasobrelosvolúmenesque seestimen,y laconfiabilidaddisminuyeamedidaqueelconocimientogeológicoy lainformación técnicayeconómicasonmenoscompletosy/oinciertos.Estambiénclaroquelasreservas son continuamenterevisadasenfunción deltiempotranscurrido(habráextracciónpositivaquerestar)y delarribodenuevainformaciónsobreconversióndecategorías,revisióny extensióndereservaso nuevosdescubrimientos. Porrecomendacionesinternacionalesparaestandarizaryhacercomparableslossistema sde clasificación de reservas y su evaluación, las mismas se definen de acuerdo al grado de incertidumbre(demenoramayor) entrescategorías:(i)Reservasprobadasocomprobadas;(ii) Reservasprobables,y(iii)Reservasposibles. SibienlasrecomendacionesemanadasdelCongresoMundialdelPetróleoydelaSocieda d deIngenierosenPetróleos(SIP)en1987ylasemitidasposteriormente,en1993,porlaSociedaddePetróleo de Canadá (SPC)contienen definicionesynormas de clasificación yestimación de reservasmuyparecidas ycompatibles,suaplicaciónauncasoparticularnogarantizaidénticos resultados;y puedenvariar.Porotraparte,laglobalizacióneinterdependenciadelosmercadosde capitalesobligaalasmayoresempresaspetrolerasy gasíferasdelmundo(ydenuestropaís),a certificarlosvolúmenes dereservas deacuerdoconlasnormasdelorganismoregulatorio más influyenteen lasBolsasde Valoresdondelas empresascotizansusaccionesodeseanhacerlo.En los 7 EE.UUla(SEC)Security andExchangeCommission,eslaautoridaddereferenciaquedefineel alcancedelasreservascomprobadasconmayorestrictezquebajoloscriteriosdela(SIP)ode la (SPC).Estotiene consecuenciasqueseiránexplicitando en el análisis. Adicionalmente los requerimientoscontablese impositivos de cadapaíspuedenhacervariar los criteriosparaevaluarlasreservas,en susdistintas categorías,creandociertaconfusión aúnentre losespecialistasenevaluacióndereservas.Aúncuandolasdiferentesempresasdeunpaísdeclaren su adhesión a la misma definición y clasificación de reservas, la diversidad de métodos de estimacióndelosvolúmenesylaconfidencialidaddelainformacióninterna,nosobligaasercautos con lasestimaciones de reservasno corroboradasporuno o másorganismos especializadosindependientesydereconocidoprestigio.Laindependenciadeunaestimaciónyelfin quepersigue supresentaciónson aspectoscrucialesparasuobjetividad. Paraprecisarlasdefiniciones, sinrepetirencadaunalaenunciacióngeneraldelosfactores condicionantesincluidosenlaconceptualizacióninicial,sonreservasprobadas(ocomprobadas) lascantidadesestimadasquecon“razonablecerteza”vanarecuperarse,conunniveldeconfianza enalcanzarlosvolúmenesindicadosenunperíodopreviamentedefinidosuperioral90porciento. En cambio las reservas probables son cantidades estimadas de gas natural (por sobre las probadas), atribuibles aacumulacionesodepósitos conocidosquesegúndatosgeológicosyde ingenieríasedemuestranrecuperablesconuna“probabilidadrazonable”. Estaexpresión“omenor certidumbredesuexistenciaqueenlasreservasprobadas”,segúnla(SIP))significaqueelgradode confianza enrecuperarlosvolúmenesestimadosesporlomenosdel50porciento.Las reservas posiblessoncantidadesestimadascuyabasedeinformacióngeológicaydeingenieríaesmenoscompleta aúnqueenelcasoanterior,yaque“podríanrazonablemente”recuperarseenlosañosdel períododelaestimación.Entérminosprobabilísticos,laconfiabilidad(promedio)enelvolumen estimadodereservasposiblesessuperioral5porciento. Una primera implicancia de las apreciables diferencias en el grado de confianzapara recuperarlos volúmenesestimados paracadatipode reservaesque,en un momento dado (por ejemplo:julio de1998),losvolúmenesdedistintascategoríasdereservasnopuedensumarse,en especialsinunanálisiseconómicodelproblema,quesepuedehacerconlaayuda dealgúnmodelo deevaluaciónderiesgoomedianteelusodedistribucionesdeprobabilidaddelrecursoin situ(odel conjuntodereservas),quepermitacalcularciertosparámetroscaracterísticosde la distribución.(El valoresperadoo el volumen másprobablearecuperardel total de lasreservas,seríandos ejemplos). Sisevisualiza el procesode producciónde gasnaturalcomo uno de continua conversiónde lasreservasprobablesenprobadasy delasposiblesenprobables,medianteunflujodeinversión adecuadoencadaetapahastallegaraldesarrollodelasreservasysuefectiva disponibilidadparala extracciónenelmomentoenqueselasrequiera,seríalógicoiradicionandolos volúmenesde las mismashastalaterceracategoría.Elagregadodereservaspuedeinterpretarse comolabasede reservasporcuencay deltotaldelpaís.Esabase,deconcretarse,haríaposible(ono)atenderlos requerimientos del consumo interno, y los compromisos de exportación para un determinado númerode años,u horizonte del análisis. 4.2.-RESERVAS DE HIDROCARBUROS DE BOLIVIA Bolivia es un país con pocas reservas de petróleo, pero cuenta con reservas de gas natural suficientes para cubrir su demanda interna del combustible y exportar una cantidad considerable. 8 Dentro de los últimos 5 años se convirtió en la segunda potencia gasífera de Sudamérica. Las reservas nacionales de petróleo condensado en campos existentes es de 9,94 TCFprobadas en el año (8,29% más que las reservas probadas de 2001), 3,71TCF probables y 6,27 TCF posibles para un total de reservas de 19,92 TCF. No obstante, las reservas probadas de crudo de Bolivia representan sólo aproximadamente 0,01% de las reservas totales probadas del planeta (1.035 millardos de barriles). 4.3.-CERTIFICACIÓNDE RESERVAS Y NECESIDAD DE EXPLORACIÓN La Ley N° 3740,de Desarrollo Sostenible del Sector Hidrocarburos, promulgada en agosto de 2007, establece que YPFB deberá publicar hasta el 31 de marzo de cada año el nivel de reservas existentes hasta el primero de enero de ese mismo año. Sin embargo,según informaYPFB,debido a problemas administrativosrelativos a la licitación internacional para la adjudicación de laempresaquedesarrolledicha certificación, Bolivia no contó en los años2007, 2008 y 2009 con una certificación que actualicelas cifraspresentadasel2005, cuandola empresaDeGolyer&MacNaughton estableció 9,94 TCFcomo reservas probadasde gas natural, de acuerdo con cifras obtenidas de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía.En abril de 2011, con aproximadamente un año de demora, YPFB publicóla certificación de reservas al 31 de diciembre de 2009, efectuada por la empresa Ryder Scott, la misma que de acuerdo con la Ley N° 3740 debió ser publicada en marzo de2010. Los resultados de la certificación presentadospor YPFB y el Ministerio de Hidrocarburos y Energía se resumen en el cuadro Nº 4. CuadroN°4 Reservas dehidrocarburosadiciembrede2009 Resulta importante mencionar que las reservas probadas son los volúmenes de gas y petróleo de campos conocidos que se estiman recuperables comercialmente bajo las condiciones económicas y operativas existentes, en tanto que las reservas probables son estimaciones de volúmenes de gas y petróleo en base a estructuras penetradas, pero que requieren de confirmación más avanzada para poderlas clasificar como probadas; finalmente, la clasificación de reservas posibles considera la estimación de volúmenes de gas y petróleo con base en datos geológicos o de ingeniería de áreas no perforadas o no probadas. 9 Considerando las definiciones citadas, las reservas sobre las que existe mayor certidumbre son aquellas clasificadas como probadas y es sobre las que se puede dimensionar si existe o no la capacidad de cumplir compromisos contractuales y futuros proyectos. Debido a que el volumen de reservas es dinámico, ya que puede cambiar con nuevos descubrimientos, es necesario contar con certificaciones anuales que permitan un correcto dimensionamiento de las mismas. Como se muestra en el gráfico N° 14, Bolivia, en los últimos 5 años, registró una disminución de las reservas, siendo el año 2005 el que registró una caída abrupta en relación a los datos presentados en la gestión 2004; además, en ambas gestiones, la empresa certificadora fue la misma; posteriormente al año 2005, se cuenta con la certificación de reservas a diciembre de 2009 que muestra una nueva caída, especialmente en las reservas probables y posibles de gas natural, como se aprecia en el gráfico. Si bien las autoridades del sector han justificado esta disminución de reservas, argumentando una manipulación de cifras en años anteriores, el hecho es que la actividad exploratoria en los últimos cinco años fue mínima, habiéndose registrado un promedio de 3 pozos exploratorios por año, frente a un promedio de 16 pozos exploratorios en el periodo 2000 - 2005. En el entendido que esta situación ya se avizoraba por el Gobierno nacional, desde el año 2009 YPFB exige mayores volúmenes de producción a las empresas, así como mayor actividad exploratoria, tanto a las empresas nacionalizadas (YPFB Chaco e YPFB Andina) como a las compañías privadas que suscribieron los contratos de operación el 2006. Entre los contratos de operación en fase exploratoria se encuentra el del Bloque Aquio, operado por la francesa Total E&P Bolivie (80%) y Tecpetrol (20%) que, recientemente, luego de 15 meses de actividad exploratoria, concretó una declaratoria de comercialidad para el pozo Aquio X1001. YPFB estima que dicho bloque cuenta con una reserva de aproximadamente 3 TCF que no fueron incluidos como probados en la certificación de reservas a diciembre 2009. Por otra parte, desde el año 2009, el Gobierno boliviano, a través del Ministerio de Hidrocarburos y Energía y Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, viene elaborando un modelo de contrato de servicios para áreas reservadas a favor de YPFB como parte de una estrategia de exploración. El 2007, el Poder Ejecutivo, mediante decreto supremo, estableció 33 áreas reservadas a favor de YPFB, y el 2010 fueron incrementadas a 56 áreas, tanto en zonas tradicionales como no tradicionales. CERTIFICACIÓN DE RESERVAS EN TRILLONES DE PIES CÚBICOS Y MILLONES DE BARRILES 10 Fuente: Cámara Boliviana deHidrocarburos yEnergía. La Ley de Hidrocarburos N° 3058 establece tres modalidades de contratos petroleros: a)contratos de producción compartida; b) contratos de operación; y c) contratos de asociación; sin embargo, en enero de 2009 Bolivia aprobó una nueva Constitución Política del Estado, en la que se autoriza a YPFB suscribir contratos petroleros bajo el régimen de prestación de servicios con empresas públicas, mixtas o privadas, bolivianas o extranjeras, para que, a su nombre y en su representación, realicen determinadas actividades de la cadena productiva de hidrocarburos, por lo que este nuevo marco legal supone un cambio en la modalidad de contratos petroleros establecido en la mencionada ley. Asimismo, la nueva Constitución Política del Estado establece que YPFB es la única instancia facultada para realizar las actividades de la cadena productiva de hidrocarburos y su comercialización; señalando también que la estatal petrolera podrá conformar asociaciones o sociedades de economía mixta para la ejecución de las actividades hidrocarburíferas, en las cuales YPFB contará con una participación accionaria no menor a 51% del total del capital social. 11 Nº EMPRESA ÁREADE CONVENIO 1 GTLI RÍOBENI ALMENDRO CUPECITO ITACARAY 2 PLUSPETROL HUACARETA 3 EASTERNPETROGAS SANANDITA 4 TOTALBOLIVIE& GAZPROM AZERO 5 GAZPROM SUNCHAL 6 GLOBAL MADREDE DIOS SAYURENDA CARANDAITÍ En este sentido, el Decreto Supremo Nº 459, de marzo 2010, establece que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía deberá reglamentar la ejecución de las actividades de explotación y exploración en áreas reservadas a favor de YPFB, así como los contratos de servicios petroleros para tal efecto. En este marco, esa cartera de Estado, en mayo de 2010, emitió la Resolución Ministerial (RM) N° 150-10, estableciendo que las actividades de exploración y explotación en estas áreas reservadas podrán ser realizadas por YPFB de forma directa o a través de la suscripción de un “contrato de servicios petroleros para la exploración y explotación en áreas reservadasa favor de YPFB” con empresas públicas, mixtas o privadas para que, a su nombre y en su representación, realicen dichas actividades a cambio de una retribución o pago por sus servicios. La RM 150-10 establece, asimismo, que las empresas con las que YPFB suscriba los contratos de servicios deberán cumplir con una de las condiciones generales de selección de empresas que se muestra en el recuadro. Actualmente, bajo la primera condición se encuentra PDVSA, con la que YPFB conformó la Sociedad Anónima Mixta PETROANDINA.SAM, para la exploración y explotación de los bloques: Aguaragüe Norte, Centro, Sur “A” y Sur “B”, Iñau, Iñiguazu y Tiacia en los departamentos de Tarija, Santa Cruz y Chuquisaca; y Sécure, Madidi, Chispani, Lliquimuni y Chepite en los departamentos de La Paz, Beni y Cochabamba. Por otra parte, bajo el segundo criterio de selección de empresas, el Directorio de YPFB aprobó 12 convenios de estudio con siete empresas petroleras, habiendo sido devuelto uno que fue suscrito con la empresa Tecpetrol para el área San Telmo, con lo que actualmente se tienen convenios de estudio aprobados para 11 áreas, tal como se muestra en el siguiente cuadro 1 . CUADRO N°1 CONVENIOS DE ESTUDIO APROBADOS POR YPFB 12 5. METODOLOGIA En Bolivia la mayor parte de la información sobre las reservas de petróleo en Bolivia, proviene de fuentes gubernamentales y estuvo disponible en el internet al momento de hacer este reporte, tal es el caso de la Cámara Nacional de Hidrocarburos, Y.P.F.B, Ministerio de Hidrocarburos y Energía de Bolivia. Como también existen muchas informaciones de proyectos realizados en nuestro país nos basamos a recopilar datos de textos publicados en internet, tomando en cuenta la información más actualizada y más importante para realizar nuestro proyecto de investigación. Considerando al igual el manejo del sistema computarizado de manejo de paquetes de Microsoft office especialmente de Microsoft Excel optamos por realizar tablas, gráficosy sumatorias para facilitar nuestros cálculos y resultados. 6.-CALCULOS Y RESULTADOS 6.1.-CALCULO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA RESERVAS PRODUCCION EN TCF POR AÑO TOTAL 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 12,7 9,94 8,86 31,5 RESERVAS PROVABLES 5,24 3,71 4,74 13,69 RESRVAS POSIBLES 6,47 6,25 6,3 19,02 TOTAL 24,41 19,9 19,9 6.2.- GRAFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO 13 6.3.- GRAFICO LINEAL DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA TCF POR AÑO 0 2 4 6 8 10 12 14 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 12.7 9.94 8.86 RESERVAS PROVABLES 5.24 3.71 4.74 RESRVAS POSIBLES 6.47 6.25 6.3 12.7 9.94 8.86 5.24 3.71 4.74 6.47 6.25 6.3 T C F D E R E S E R V A S AÑO DE RESERVAS PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA EXPRESA EN TCF RESERVAS PROVADAS RESERVAS PROVABLES RESRVAS POSIBLES 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 12.7 9.94 8.86 RESERVAS PROVABLES 5.24 3.71 4.74 RESRVAS POSIBLES 6.47 6.25 6.3 0 2 4 6 8 10 12 14 T C F D E R E S E R V A S AÑO DE RESERVAS PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA EXPRESA EN TCF RESERVAS PROVADAS RESERVAS PROVABLES RESRVAS POSIBLES 14 6.4.- CALCULO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJE POR AÑO PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA EXPRESADA EN PORCENTAJE RESERVAS PRODUCCION POR AÑO EN PORCENTAJE TOTAL 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 52,03 49,9 44,5 146,43 RESERVAS PROVABLES 21,46 18,62 23,81 63,89 RESRVAS POSIBLES 26,51 31,48 31,66 89,65 TOTAL 100 100 99,97 6.5.- GRAFICO DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJEPOR AÑO 15 6.5.- GRAFICO LINEAL DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA PORCENTAJE POR AÑO 0 10 20 30 40 50 60 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 52.03 49.9 44.5 RESERVAS PROVABLES 21.46 18.62 23.81 RESRVAS POSIBLES 26.51 31.48 31.66 P O R C E N T A J E D E R E S E R V A S AÑOS DE LA RESERVA PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA EXPRESADA EN PORCENTAJE RESERVAS PROVADAS RESERVAS PROVABLES RESRVAS POSIBLES 2008 2009 2010 RESERVAS PROVADAS 52.03 49.9 44.5 RESERVAS PROVABLES 21.46 18.62 23.81 RESRVAS POSIBLES 26.51 31.48 31.66 0 10 20 30 40 50 60 P O R C E N T A J E D E R E S E R V A S AÑOS DE LA RESERVA PRODUCCION DE RESERVAS DE GAS NATURAL EN BOLIVIA EXPRESADAS EN PORCENTAJE RESERVAS PROVADAS RESERVAS PROVABLES 16 6.7.-GRAFICA DE RESERVAS PROBADAS DE BARRILES DE PETROLEO POR AÑO DE BOLIVIA Petróleo - producción (barriles/día) export Country 2001 2004 2005 2007 2009 2010 Bolivia 44.340 39.000 42.000 61.790 47.050 43.740 Definición de Petróleo - producción: Esta cifra es la cantidad total de petróleo producido en barriles por día. La discrepancia entre la cantidad de petróleo producido y / o importado y la cantidad consumida y / o exportada se debe a la omisión de cambios en el inventario, ganancias de refinería, y otros factores de complicación. Fuente: CIA WorldFactbook - A menos que sea indicado, toda la información en esta página es correcta hasta Enero 1, 2011 17 7.- ANALISIS DE RESULTADOS 7.1.- QUIÉNES SONLOS RESPONSABLES DEL SUBE Y BAJA La certificadora De Golyer & Macnaughton, las empresas petroleras y los anteriores gobiernos tienen una gran responsabilidad en el ocultamiento de las cifras reales de las reservas en Bolivia. Es una responsabilidad tripartita, inobjetable, que tiene graves consecuencias por el daño económico ocasionado al estado boliviano. El actual gobierno también es responsable porque conocía de la disminución de las reservas, como Villegas acaba de confirmar y no hizo nada, y a pesar de ello firmó nuevos contratos de exportación del gas. Las empresas transnacionales, como Petrobras, Repsol, British Petroleum, Total Fina Elf y otras, que manipularon las cifras reales de las reservas probadas de San Alberto, Sábalo, Itaú y Margarita, siguen operando en Bolivia. 7.2.- QUÉ HACER: OPONERSE A LA VENTA DE GAS A LA ARGENTINA (CHILE), PARAGUAY, URUGUAY Y CUIABÁ Se ha dicho que lo primero que hay que hacer es conocer con exactitud la cantidad de reservas existentes en Bolivia para priorizar las necesidades en el orden de la energía del país. En segundo lugar, cuantificar con exactitud nos dará la certeza de desarrollar procesos de industrialización del gas en Bolivia. Mientras no tengamos la certeza de cuánto de reservas tenemos los bolivianos en hidrocarburos, 8, 19, 26, 50 ó 150 TCF, Bolivia debe usar la totalidad de su gas como energético y materia prima para lograr su industrialización y el cambio de su matriz energética, dando cumplimiento a la tesis del año 2003 de “Gas para los bolivianos”. Primero, la industrialización del gas para producir Diesel Ecológico que le daría al país la posibilidad de monetizar el millar de piés cúbicos en 15 dólares, el triple de lo que paga el Brasil (5.62 Mmcd). Segundo, el cambio de la matriz dinamizaría la economía boliviana con energía barata, generando sólo con la sustitución del 50% del consumo de diesel, GLP y gasolina más de milmillones de dólares. Esto sin contar los extensos e intensos procesos de industrialización en todo el país. Esa es la prioridad nacional. 18 Para ello es imprescindible oponerse a la venta de gas a la Argentina (Chile), Paraguay, Uruguay y la ampliación a Cuiabá-Brasil y exigir cuentas a los responsables de esta insostenible situación que da una vuelta de tuerca a la condición colonial y dependiente de Bolivia. 8.- CONCLUSIONES  El analis de una reserva Bolivia , son estudios técnicos que comprende la actualización cada año por empresas privadas la certificadora DeGolyer&Macnaughtonbrindando un informe a la empresa estatal Y.P.F.B.  Se analizó las reservas de gas natural en nuestro país, y se observó que anteriormente por los años 1996 nuestras reservas estaban en crecimiento, siendo en el año 2006 nuestras reservas comenzaron a decaer por informes de las empresas privadas DeGolyer&MacNaughtonque en su informe estableció 9,94 TCF como reservas probadas de gas natural. 9.- BIBLIOGRAFÍA.-