Plan Estratégico Corporativo YPFB 2015-2019

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PRESENTACIÓN
Mediante la Nacionalización, el Estado ejerce total soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos,
recuperando la propiedad, posesión y control total y absoluto; se refundó la empresa estatal YPFB para
operar toda la cadena de hidrocarburos y a nombre del Estado definir condiciones, volúmenes y precios
de comercialización para el mercado interno y externo. Asimismo, la Nacionalización sienta las bases
para la recuperación de la dirección, administración y operación de las empresas privatizadas y
capitalizadas. Todo este proceso de nacionalización generó más ingresos para el desarrollo del país.
El Plan Estratégico Corporativo 2015 – 2019 ha sido elaborado con la participación de personal de YPFB
Casa Matriz y sus empresas subsidiarias; es decir por todas las empresas de YPFB Corporación. Hemos
partido de un análisis de situación por unidades de negocio, y luego se han planteado las estrategias
correspondientes. Este plan establece objetivos estratégicos, metas, estrategias, proyectos y actividades
a ejecutar por YPFB Corporación, en el marco de la misión, visión, y valores corporativos vigentes.
El contexto internacional dinámico y cambiante que se puede observar en la fluctuación de los precios del
petróleo, requiere un análisis permanente de prospectiva de forma que se pueda facilitar la reducción de
incertidumbres, se mejore la capacidad de anticipación y se indiquen posibles vías de futuro para el
sector de hidrocarburos y de YPFB Corporación. En el proceso de formulación del plan estratégico, los
escenarios establecidos por las unidades de negocio han sido los más probables y, consecuentemente
las estrategias son aceptables y realizables; sin embargo deben ser objeto de permanente revisión y
actualización.
El desafío y reto permanente es mejorar la gestión Corporativa con lineamientos emitidos desde la Casa
Matriz. La eficiencia de cada una de las empresas que forman parte de YPFB Corporación depende del
uso que se hagan de ellas; es decir, de los objetivos que se les asignen, de la organización que se les
confiera y de los costes en que incurran para alcanzar los fines.
Existen necesidades, demandas y compromisos crecientes que YPFB Corporación debe atender; en ese
sentido, hemos formulado este Plan Estratégico Corporativo. Los proyectos y actividades que ejecutará
YPFB Corporación generarán desarrollo y progreso en todo el territorio nacional.
Este documento resume el trabajo de reflexión, análisis y conceptualización de la planificación en YPFB
Corporación como parte de los procesos de toma de decisiones en cada una de las áreas y empresas
que hacen a la gestión corporativa en los próximos 5 años.
El compromiso de YPFB Corporación con la sociedad y el país es generar ingresos, desempeñando
eficazmente sus actividades en la búsqueda, producción y comercialización de hidrocarburos, a partir de
criterios de sustentabilidad, que más allá de la creación de valor implica un fuerte compromiso social y
ambiental. La implementación de la Ley de la Empresa Pública nos permitirá contar con procesos y
procedimientos corporativos para desarrollar nuestras actividades de mejor manera.
Los resultados a ser alcanzados para beneficio del país dependen del compromiso, responsabilidad,
experiencia y contribución de todos y cada uno de los trabajadores que formamos parte de YPFB
Corporación, con una gestión responsable con el entorno económico, social y ambiental, es decir con el
futuro del país.

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ÍNDICE GENERAL
INTRODUCCIÓN..........................................................................................................................................14
PARTE I LÍNEA BASE DE YPFB CORPORACIÓN.....................................................................................16
1. ROL DE YPFB EN LA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS............................16
2. RESULTADOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN .....................................................18
2.1. UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN............................................18
2.1.1. EXPLORACIÓN .......................................................................................................................18
2.1.1.1. CONTEXTO DE LA EXPLORACIÓN ......................................................................................18
2.1.1.2. EL CONTRATO DE SERVICIOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN .............................19
2.1.1.3. ESTUDIOS DE GEOLOGÍA ....................................................................................................20
2.1.1.4. POZOS EXPLORATORIOS ....................................................................................................20
2.1.1.5. PROYECTOS DE SÍSMICA ....................................................................................................21
2.1.1.6. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN ......................................................21
2.1.2. EXPLOTACIÓN .......................................................................................................................22
2.1.2.1. CONTEXTO DE LA EXPLOTACIÓN.......................................................................................23
2.1.2.2. EL CONTRATO DE OPERACIÓN...........................................................................................23
2.1.2.3. POZOS PERFORADOS ..........................................................................................................24
2.1.2.4. CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO .....................................................................................25
2.1.2.5. VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN...........................................................................................26
2.1.2.5.1. GAS NATURAL........................................................................................................................26
2.1.2.5.2. PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL.........................................................26
2.1.2.5.3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO..............................................................................................27
2.1.2.6. GESTIÓN DE RESERVAS ......................................................................................................28
2.1.2.7. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN.......................................................28
2.2. UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA ...........................29
2.2.1. REFINACIÓN...........................................................................................................................29
2.2.1.1. CONTEXTO DE REFINACIÓN................................................................................................29
2.2.1.1.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DE REFINACIÓN.............................................................................29
2.2.1.2. CAPACIDAD DE REFINACIÓN...............................................................................................29
2.2.1.3. CARGA PROCESADA.............................................................................................................30
2.2.1.4. PRODUCCIÓN DE COMBUSTIBLES, GRASAS Y LUBRICANTES ......................................31
2.2.1.5. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REFINACIÓN ..........................................................32
2.2.1.6. LÍNEA BASE DE LA REFINACIÓN .........................................................................................33
2.2.2. TRANSPORTE ........................................................................................................................33
2.2.2.1. EVALUACIÓN CRÍTICA DEL TRANSPORTE ........................................................................33
2.2.2.2. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE GAS............................................................................34
2.2.2.2.1. MERCADO INTERNO (GASODUCTOS) ................................................................................35
2.2.2.2.1.1. EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO (GAA)....................................................35
2.2.2.2.1.2. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO CARRASCO – COCHABAMBA (GCC) ..................35
2.2.2.2.1.3. EXPANSIÓN GASODUCTO VILLAMONTES TARIJA (GVT).......................................36
2.2.2.2.1.4. OTRAS AMPLIACIONES DE CAPACIDAD DE GASODUCTOS .................................36
2.2.2.2.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN (GASODUCTOS) ................................................................36
2.2.2.2.2.1. CONSTRUCCIÓN GASODUCTO DE INTEGRACIÓN JUANA AZURDUY .................36
2.2.2.2.2.2. CONSTRUCCIÓN NUEVO CRUCE RIO GRANDE (NCRG) .......................................37
2.2.2.3. PROYECTOS DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS ..................................................................37
2.2.2.3.1. MERCADO INTERNO (OLEODUCTOS, PROPANO DUCTOS Y POLIDUCTOS) ................37
2.2.2.3.1.1. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR.......................................................................................38
2.2.2.3.1.2. EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR ASOCIADO AL GIJA ....................................................38
2.2.2.3.2. MERCADO DE EXPORTACIÓN .............................................................................................38
2.2.2.3.2.1. CARGADERO DE ARICA .............................................................................................38
2.2.2.4. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN TRANSPORTE........................................................38
2.2.2.5. LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE ..........................................................................................39

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2.2.3. ALMACENAJE.........................................................................................................................39
2.2.3.1. CONTEXTO DEL ALMACENAJE............................................................................................39
2.2.3.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE.............................................................................................39
2.2.3.2.1. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OIL ..................................................................39
2.2.3.2.2. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL.................................................40
2.2.3.2.3. CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GLP...............................................................................40
2.2.3.3. PERÍODO DE SEGURIDAD ENERGÉTICA ...........................................................................41
2.2.3.4. EVALUACIÓN CRÍTICA DE ALMACENAJE ...........................................................................42
2.2.3.5. YPFB CASA MATRIZ: RESULTADOS 2006-2014 .................................................................43
2.2.3.6. YPFB LOGÍSTICA: RESULTADOS 2006-2014 ......................................................................43
2.2.3.7. YPFB AVIACIÓN RESULTADOS 2006-2014 .........................................................................44
2.2.3.8. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN ALMACENAJE ........................................................44
2.2.3.9. LÍNEA BASE DE ALMACENAJE.............................................................................................44
2.3. UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN................................................................45
2.3.1. CONTEXTO DE LA COMERCIALIZACIÓN DE GAS NATURAL............................................45
2.3.2. DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL POR REDES (CONTEXTO Y EVALUACION DE LA
DISTRIBUCIÓN)...........................................................................................................................................49
2.3.2.1. DESARROLLO DE SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL – LÍNEA BASE ....50
2.3.2.2. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN REDES DE GAS .....................................................51
2.3.3. MERCADO INTERNO DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS, MERCADO MAYORISTA
(CONTEXTO DEL MERCADO NACIONAL E IMPORTACIONES) .............................................................52
2.3.4. COMERCIALIZACIÓN DE GLP A GRANEL ...........................................................................56
2.3.5. MERCADO DE EXPORTACIÓN DE LOS COMBUSTIBLES LÍQUIDOS ...............................58
2.3.5.1. RESUMEN DE INVERSIONES EN COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS............................58
2.3.5.2. LÍNEA BASE DE LA COMERCIALIZACIÓN DE LÍQUIDOS...................................................59
2.4. UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA ..........................60
2.4.1. CONTEXTO DE PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN.............................................................60
2.4.2. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS RÍO GRANDE.........................................................60
2.4.3. PLANTA SEPARADORA DE LÍQUIDOS GRAN CHACO.......................................................61
2.4.4. PROYECTO PLANTA AMONIACO UREA..............................................................................62
2.4.5. PLANTA GAS NATURAL LICUADO (GNL).............................................................................62
2.4.6. PROYECTO ETILENO, POLIETILENO, PROPILENO Y POLIPROPILENO..........................63
2.4.7. RESUMEN DE INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN ...............................63
2.5. CENTRO CORPORATIVO ......................................................................................................64
2.5.1. SITUACIÓN ACTUAL DE YPFB EMPRESA CORPORATIVA................................................64
2.5.1.1. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS ...........................................................................................64
2.5.1.2. GESTIÓN DE PROYECTOS ...................................................................................................64
2.5.1.2.1. SEGUIMIENTO DE PROYECTOS..........................................................................................65
2.5.1.3. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN...............................................................66
2.5.1.4. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA...............................................67
2.5.1.5. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL .......................67
2.5.1.6. TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN ......................................................................................69
2.5.1.7. RECURSOS HUMANOS .........................................................................................................70
2.5.1.8. CONTRATACIONES ...............................................................................................................70
2.5.1.9. TRANSPARENCIA ..................................................................................................................71
2.5.1.10. AUDITORÍA INTERNA – ÓRGANO INTERNO DE FISCALIZACIÓN.....................................71
2.5.1.11. COMUNICACIÓN ....................................................................................................................72
2.5.2. POLÍTICA DE FINANCIAMIENTO...........................................................................................73
3. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS 2015 – 2019..............................74
3.1. DEMANDA DE GAS NATURAL 2015 – 2019 .........................................................................74
3.2. PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS (2015 - 2019)..........79
4. ANÁLISIS FODA CORPORATIVO..........................................................................................82
4.1. FACTORES INTERNOS..........................................................................................................82
4.2. FACTORES EXTERNOS.........................................................................................................82
PARTE II PLAN ESTRATÉGICO.............................................................................................................84

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1. PLANIFICACIÓN NACIONAL - AGENDA 2025 ......................................................................84
2. MARCO ESTRATÉGICO.........................................................................................................86
2.1. MISIÓN ....................................................................................................................................86
2.2. VISIÓN.....................................................................................................................................86
2.3. VALORES CORPORATIVOS..................................................................................................86
3. OBJETIVOS ESTRATÉGICOS, ESTRATEGIAS, METAS E INDICADORES........................87
3.1. OBJETIVO ESTRATÉGICO 1: DESCUBRIR VOLÚMENES DE HIDROCARBUROS PARA
DESARROLLAR EN EL PAÍS......................................................................................................................87
3.1.1. ESTRATEGIA 1: GESTIÓN INTEGRAL DE LA EXPLORACIÓN A CARGO DE YPFB CASA
MATRIZ .................................................................................................................................................87
3.1.2. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTANDO EL PLAN INMEDIATO DE EXPLORACIÓN ...............88
3.1.2.1. PROYECTOS ..........................................................................................................................89
3.1.3. ESTRATEGIA 3: REALIZANDO ESTUDIOS PARA IDENTIFICAR NUEVOS PROSPECTOS
EXPLORATORIOS EN ÁREAS DISPONIBLES Y GENERANDO MAYOR Y MEJOR INFORMACIÓN
DETALLADA DEL POTENCIAL HIDROCARBURÍFERO DE BOLIVIA.......................................................90
3.1.3.1. PROYECTOS ..........................................................................................................................91
3.1.4. ESTRATEGIA 4: CREACIÓN, MANEJO Y GESTIÓN DE UN PORTAFOLIO DE
PROYECTOS EXPLORATORIOS DE YPFB CORPORACIÓN ..................................................................91
3.1.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLANDO CAPACIDADES EN SERVICIOS DE PERFORACIÓN .
.................................................................................................................................................92
3.1.6. ESTRATEGIA 6: PRIORIZANDO ÁREAS PARA REALIZAR ACTIVIDADES
EXPLORATORIAS .......................................................................................................................................93
3.1.7. ESTRATEGIA 7: ASIGNACIÓN DE NUEVAS ÁREAS CON ESTUDIOS A EMPRESAS
FILIALES .................................................................................................................................................93
3.2. OBJETIVO ESTRATÉGICO 2: GARANTIZAR LA PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS
PARA CUMPLIR CON LA DEMANDA DEL MERCADO INTERNO Y LOS COMPROMISOS DE
EXPORTACIÓN ...........................................................................................................................................94
3.2.1. ESTRATEGIA 1: MANTENIENDO LA PRODUCCIÓN EN LOS PRINCIPALES CAMPOS EN
DESARROLLO E INCREMENTANDO EN NUEVOS CAMPOS .................................................................94
3.2.1.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN (2015-2019) ....................................................................95
3.2.1.2. PROYECTOS ..........................................................................................................................96
3.2.2. ESTRATEGIA 2: REACTIVANDO LOS CAMPOS MADUROS GASÍFEROS Y
PETROLÍFEROS MEDIANTE LA APLICACIÓN DE TECNOLOGÍAS ADECUADAS...............................102
3.2.3. ESTRATEGIA 3: COORDINANDO LA CAPACIDAD DE EVACUACIÓN DE GAS Y
CONDENSADO AL SISTEMA DE TRANSPORTE....................................................................................103
3.2.4. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTANDO UN SISTEMA DE GERENCIAMIENTO DE RESERVAS
DE MANERA INTEGRAL, SISTEMÁTICA Y EFICIENTE..........................................................................104
3.2.5. ESTRATEGIA 5: MEJORANDO LA ADMINISTRACIÓN DE LOS CONTRATOS DE
OPERACIÓN PARA EFECTIVIZAR LA EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES DE EXPLOTACIÓN ...............104
3.3. OBJETIVO ESTRATÉGICO 3: CONTAR CON LAS FACILIDADES NECESARIAS PARA
CUMPLIR CON EL ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO Y LA EXPORTACIÓN DE
EXCEDENTES DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS Y GAS NATURAL....................................................105
3.3.1. ESTRATEGIA 1 - REFINACIÓN: AMPLIAR LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN PARA EL
ABASTECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO.......................................................................................106
3.3.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................107
3.3.2. ESTRATEGIA 2 – AMPLIAR LA CARTERA DE PRODUCTOS LUBRICANTES.................109
3.3.3. ESTRATEGIA 3 - REFINACIÓN: DESARROLLAR PROYECTOS ALTERNATIVOS PARA EL
INCREMENTO DE COMBUSTIBLES........................................................................................................109
3.3.4. ESTRATEGIA 4 - TRANSPORTE DE GAS: CONSTRUIR Y AMPLIAR LA CAPACIDAD DE
LOS GASODUCTOS..................................................................................................................................110
3.3.4.1. PROYECTOS ........................................................................................................................110
3.3.5. ESTRATEGIA 5 - TRANSPORTE DE GAS: MODERNIZAR Y AMPLIAR LA CAPACIDAD DE
OLEODUCTOS Y POLIDUCTOS ..............................................................................................................113
3.3.5.1. PROYECTOS ........................................................................................................................113

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3.3.6. ESTRATEGIA 6 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y MODERNIZAR
PLANTAS DE ALMACENAJE....................................................................................................................115
3.3.6.1. PROYECTOS ........................................................................................................................116
3.3.7. ESTRATEGIA 7 – ALMACENAJE: AMPLIAR, CONSTRUIR, ADECUAR Y MODERNIZAR
AERO PLANTAS DE ALMACENAJE.........................................................................................................118
3.3.7.1. PROYECTOS ........................................................................................................................118
3.4. OBJETIVO ESTRATÉGICO 4: CONSOLIDAR EL USO DE GAS NATURAL EN EL
MERCADO INTERNO................................................................................................................................119
3.4.1. ESTRATEGIA 1: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN CONVENCIONAL DE GAS
NATURAL ...............................................................................................................................................119
3.4.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................119
3.4.2. ESTRATEGIA 2: AMPLIAR EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS VIRTUAL (GNL)..120
3.4.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................120
3.4.3. ESTRATEGIA 3: CONSOLIDAR LA CAPACIDAD DE DISTRIBUCIÓN DE GNV A NIVEL
NACIONAL ...............................................................................................................................................121
3.4.3.1. PROYECTOS ........................................................................................................................121
3.5. OBJETIVO ESTRATÉGICO 5: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE GAS NATURAL
PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES .....................................................122
3.5.1. ESTRATEGIA 1: PLANIFICAR EL CRECIMIENTO DEL MERCADO INTERNO DE GAS
NATURAL, GESTIONANDO LA DEMANDA DE LOS DIFERENTES SECTORES DE CONSUMO EN
FUNCIÓN A LA PLANIFICACIÓN DEL CRECIMIENTO DE ESTE MERCADO Y LA DISPONIBILIDAD DE
PRODUCTOS SUSTITUTOS......................................................................................................................122
3.5.2. ESTRATEGIA 2: IDENTIFICAR MERCADOS POTENCIALES DENTRO Y FUERA DE LA
REGIÓN PARA EL GAS NATURAL BOLIVIANO ......................................................................................124
3.5.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR Y NEGOCIAR LA CONTINUIDAD DE LOS CONTRATOS DE
EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL AL BRASIL, EN FUNCIÓN A LA DISPONIBILIDAD DE VOLÚMENES
EXCEDENTES.............................................................................................................................................124
3.6. OBJETIVO ESTRATÉGICO 6: GARANTIZAR EL ABASTECIMIENTO DE
HIDROCARBUROS LÍQUIDOS PARA EL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES..125
3.6.1. ESTRATEGIA 1: ADMINISTRAR LOS CONTRATOS DE COMERCIALIZACIÓN DE
PETRÓLEO CRUDO Y GLP DE PLANTA, PRIORIZANDO SU ASIGNACIÓN AL MERCADO INTERNO,
Y EXPORTAR LOS EXCEDENTES EN BÚSQUEDA DE MAXIMIZAR LOS INGRESOS........................126
3.6.2. ESTRATEGIA 2: CUBRIR LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES DEL MERCADO INTERNO
A TRAVÉS DE LA ASIGNACIÓN DE LA PRODUCCIÓN NACIONAL, Y LA IMPORTACIÓN DE LOS
PRODUCTOS DEFICITARIOS ..................................................................................................................126
3.6.3. ESTRATEGIA 3: DIÉSEL OÍL Y GASOLINA ESPECIAL: IMPLEMENTAR ESTACIONES DE
SERVICIO (EESS) Y PUESTOS DE VENTA PARA LA COMERCIALIZACIÓN DE COMBUSTIBLES EN
FUNCIÓN A LAS NECESIDADES DE ZONAS URBANAS Y RURALES ...................................................127
3.6.3.1. PROYECTOS ........................................................................................................................127
3.6.4. ESTRATEGIA 4 GLP: MODERNIZAR E INCREMENTAR LA CAPACIDAD DE LAS
PLANTAS DE ENGARRAFADO. ...............................................................................................................127
3.6.4.1. PROYECTOS ........................................................................................................................128
3.6.5. ESTRATEGIA 5: IMPLEMENTAR LA DISTRIBUCIÓN DE GLP ENGARRAFADO A NIVEL
NACIONAL A TRAVÉS DE PUNTOS DE VENTA, PRIORIZANDO EL ÁREA RURAL ............................128
3.6.5.1. PROYECTOS ........................................................................................................................128
3.6.6. ESTRATEGIA 6: PROMOVER E INCENTIVAR EL USO DEL GLP COMO ENERGETICO
ALTERNATIVO DENTRO DE BOLIVIA .....................................................................................................129
3.6.6.1. PROYECTOS ........................................................................................................................129
3.7. OBJETIVO ESTRATÉGICO 7: INDUSTRIALIZAR EL GAS NATURAL PARA PROVEER
LÍQUIDOS ENERGÉTICOS Y PETROQUÍMICOS AL MERCADO INTERNO Y EXPORTAR
EXCEDENTES ...........................................................................................................................................130
3.7.1. ESTRATEGIA 1: AVANZAR CON LA CONSTRUCCIÓN DE PLANTAS .............................131
3.7.1.1. PROYECTOS ........................................................................................................................131
3.7.2. ESTRATEGIA 2: EJECUTAR NUEVOS PROYECTOS DE IPC DE PLANTAS ...................133
3.7.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................134

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3.7.3. ESTRATEGIA 3: DESARROLLO DE CAPACIDAD DE GERENCIAMIENTO EN LA FASE DE
OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PLANTAS....................................................................................135
3.7.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLO DE INTELIGENCIA COMERCIAL Y DE GESTIÓN DE
NEGOCIOS ...............................................................................................................................................136
3.8. OBJETIVO ESTRATÉGICO 8: DESARROLLAR MERCADOS EXTERNOS PARA LOS
PRODUCTOS DE LA INDUSTRIALIZACIÓN Y EL GLP E INCENTIVAR SU CONSUMO ...........................137
3.8.1. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDAR MERCADOS DE EXPORTACIÓN PARA GLP, UREA Y
POLIPROPILENO A TRAVÉS DE RELACIONES COMERCIALES DE MEDIANO Y LARGO PLAZO............138
3.8.2. ESTRATEGIA 2: GESTIONAR EL DESARROLLO DE LOGÍSTICA DE ALMACENAJE
COMO PLATAFORMA DE EXPORTACIÓN .............................................................................................139
3.8.2.1. PROYECTOS ........................................................................................................................139
3.8.3. ESTRATEGIA 3: GESTIONAR PARA DESARROLLAR LA CAPACIDAD LOGÍSTICA DE
TRANSPORTE NECESARIA PARA LA EXPORTACIÓN DE GLP Y UREA.............................................140
3.8.4. ESTRATEGIA 4: DESARROLLAR MERCADOS INTERNOS PARA UREA.........................140
3.8.5. ESTRATEGIA 5: DESARROLLAR EL MERCADO INTERNO PARA POLIPROPILENO.....140
3.9. OBJETIVO ESTRATÉGICO 9: IMPLEMENTAR UN NUEVO MODELO DE GESTIÓN
EMPRESARIAL CORPORATIVO ..............................................................................................................141
3.9.1. RECURSOS HUMANOS .......................................................................................................141
3.9.1.1. OBJETIVO ESPECÍFICO ......................................................................................................141
3.9.1.2. ESTRATEGIA 1: DESARROLLAR LOS PROCESOS DE INCORPORACIÓN DE PERSONAL
EN LA CORPORACIÓN ASEGURANDO LA CONTINUIDAD OPERATIVA Y DOTANDO DE MANERA
PLANIFICADA Y OPORTUNA EL PERSONAL CALIFICADO CON LAS HABILIDADES Y
COMPETENCIAS PARA EL PUESTO ......................................................................................................142
3.9.1.3. ESTRATEGIA 2: DEFINIR E IMPLEMENTAR UNA POLÍTICA DE COMPENSACIÓN
(MONETARIA/NO MONETARIA) DE INCENTIVOS Y BENEFICIOS QUE PERMITA ADMINISTRAR LA
ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL CON EQUIDAD INTERNA Y COMPETITIVIDAD CON EL
MERCADO ...............................................................................................................................................142
3.9.1.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UNA GESTIÓN INTEGRADA DE CAPACITACIÓN.......143
3.9.1.5. ESTRATEGIA 4: ELABORAR EL ESTUDIO DEL CENTRO DE CAPACITACIÓN Y
ENTRENAMIENTO CORPORATIVO.........................................................................................................144
3.9.1.6. ESTRATEGIA 5: ESTABLECER LOS FUTUROS PUESTOS QUE PUEDE LLEGAR A
OCUPAR EL TRABAJADOR E IDENTIFICAR LOS PERFILES IDÓNEOS PARA CUBRIR LAS
POSICIONES DENTRO DE LA CORPORACIÓN, A FIN DE MOTIVAR, DESARROLLAR Y PROMOVER
MAYORES NIVELES DE PRODUCTIVIDAD. ...........................................................................................144
3.9.1.7. ESTRATEGIA 6: ESTIMAR EL RENDIMIENTO DEL TRABAJADOR CON EL FIN DE
ESTIMULAR O JUZGAR EL VALOR, LA EXCELENCIA Y LAS CUALIDADES PERSONALES DENTRO
LA CORPORACIÓN VERIFICANDO SU APORTE A LA MISMA. ............................................................145
3.9.1.8. ESTRATEGIA 7: IMPLEMENTAR EL RÉGIMEN LABORAL ESTABLECIDO EN LA LEY DE
LA EMPRESA PÚBLICA EN LA CORPORACIÓN ....................................................................................146
3.9.2. CONTRATACIONES .............................................................................................................147
3.9.2.2. ESTRATEGIA 1: ELABORAR UN REGLAMENTO CORPORATIVO ÚNICO DE COMPRAS Y
LOS PROCEDIMIENTOS QUE SE ADECUEN A LAS PARTICULARIDADES DE CADA EMPRESA
(UPSTREAM Y DOWNSTREAM) ..............................................................................................................147
3.9.2.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR Y PROPICIAR EL FORTALECIMIENTO DE
PROVEEDORES, QUE PERMITA AUMENTAR LOS NIVELES DE COMPETITIVIDAD Y MEJORA DE LA
OFERTA DE BIENES Y/O SERVICIOS.....................................................................................................148
3.9.3. TRANSPARENCIA ................................................................................................................148
3.9.3.2. ESTRATEGIA 1: REALIZAR LA REESTRUCTURACIÓN DE LAS UNIDADES DE
TRANSPARENCIA BAJO UNA ESTRUCTURA CORPORATIVA.............................................................149
3.9.3.3. ESTRATEGIA 2: IMPLEMENTAR EL ENFOQUE DE RIESGOS DE CORRUPCIÓN EN LA
GESTIÓN EMPRESARIAL CORPORATIVA. ............................................................................................150

7
3.9.3.4. ESTRATEGIA 3: DESARROLLAR MECANISMOS DE VALORACIÓN Y CLASIFICACIÓN DE
FALTAS Y APLICACIÓN DE MEDIDAS CORRECTIVAS EN LA GESTIÓN EMPRESARIAL
CORPORATIVA .........................................................................................................................................150
3.9.3.5. ESTRATEGIA 4: IMPLEMENTAR MECANISMOS DE ACCESO Y CLASIFICACIÓN DE LA
INFORMACIÓN A NIVEL CORPORATIVO ...............................................................................................151
3.9.4. AUDITORÍA INTERNA...........................................................................................................152
3.9.4.2. ESTRATEGIAS: AUDITORÍA INTERNA ...............................................................................152
3.9.5. TECNOLOGÍAS DE LA INFORMACIÓN...............................................................................153
3.9.5.2. ESTRATEGIA 1: CONSOLIDANDO EL SAP ERP COMO ESTÁNDAR EN LA
CORPORACIÓN ........................................................................................................................................155
3.9.5.3. ESTRATEGIA 2: ARTICULANDO UNA PLATAFORMA DE TI TRANSVERSAL ACORDE A
LAS NECESIDADES DE LA CORPORACIÓN..........................................................................................155
3.9.5.4. ESTRATEGIA 3: ESTANDARIZANDO POLÍTICAS Y NORMATIVAS EN LA GESTIÓN DE
LA TI ...............................................................................................................................................156
3.9.6. ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS .........................................................................................156
3.9.6.1. OBJETIVOS ESPECÍFICOS .................................................................................................156
3.9.6.2. ESTRATEGIAS......................................................................................................................156
3.9.7. SEGURIDAD, SALUD, MEDIO AMBIENTE Y RESPONSABILIDAD SOCIAL .....................157
3.9.7.2. ESTRATEGIA 1: IMPLEMENTAR Y ADECUAR EL SISTEMA DE GESTIÓN INTEGRADO,
EN CUMPLIMIENTO DE LAS POLÍTICAS Y LINEAMIENTOS ESTABLECIDOS POR EL CENTRO
CORPORATIVO.........................................................................................................................................157
3.9.7.3. ESTRATEGIA 2: DESARROLLAR LA GESTIÓN SSAS PARA AGILIZAR EL DESARROLLO
DE LAS ACTIVIDADES DE LA CADENA HIDROCARBURÍFERA. ..........................................................158
3.9.7.4. ESTRATEGIA 3: PROPONER Y GESTIONAR INSTRUMENTOS NORMATIVOS QUE
RESPONDAN A LA DINÁMICA DEL SECTOR.........................................................................................158
3.9.8. COMUNICACIÓN ..................................................................................................................159
3.9.8.2. ESTRATEGIA 1: DISEÑANDO E IMPLEMENTANDO EL MODELO DE COMUNICACIÓN
CORPORATIVO (DIRCOM).......................................................................................................................159
3.9.8.3. ESTRATEGIA 2: DISEÑANDO EL PLAN ESTRATÉGICO CORPORATIVO DE
COMUNICACIÓN E IMAGEN ....................................................................................................................159
3.9.9. GESTIÓN DE PROYECTOS .................................................................................................160
3.9.9.2. ESTRATEGIA 1: EN LA FASE DE PREINVERSIÓN - DISEÑAR E IMPLEMENTAR
PROCESOS ESTÁNDAR PARA LA APROBACIÓN DE PROYECTOS ...................................................160
3.9.9.3. ESTRATEGIA 2: EN LA FASE DE EJECUCIÓN DE LA INVERSIÓN – PRIORIZAR LA
ATENCIÓN EN TEMÁTICAS DE: COSTOS, PLAZO, CALIDAD, ADQUISICIONES, INVOLUCRADOS,
RIESGOS; CON ESTÁNDAR INTERNACIONAL DE GESTIÓN DE PROYECTOS DE ALTO NIVEL,
ORIENTADO A MAXIMIZAR EL VALOR ECONÓMICO DE LA CORPORACIÓN ...................................161
3.9.10. IMPLEMENTACIÓN DE LA LEY DE LA EMPRESA PÚBLICA.............................................162
3.9.10.1. OBJETIVO ESPECIFICO 1 ...................................................................................................162
3.9.10.1.1. ESTRATEGIAS ...........................................................................................................162
3.9.10.2. OBJETIVO ESPECIFICO 2 ..................................................................................................163
3.9.10.2.1. ESTRATEGIAS ...........................................................................................................164
3.9.11. INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E INNOVACIÓN (I+D+I) ................................................164
3.9.11.2. ESTRATEGIA 1: ACTIVAR EL CENTRO DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E
INNOVACIÓN A UN ÁREA OPERATIVA ..................................................................................................165
3.9.11.3. ESTRATEGIA 2: CONFORMAR UN EQUIPO A TIEMPO COMPLETO PARA DEFINIR LAS
LÍNEAS DE I+D+I Y ALCANCES DEL CENTRO TECNOLÓGICO...........................................................165
3.9.11.4. ESTRATEGIA 3: IMPLEMENTAR UN PLAN DE INVESTIGACIÓN, DESARROLLO E
INNOVACIÓN.............................................................................................................................................166

8
3.9.11.5. ESTRATEGIA 4: ESTABLECER ALIANZAS ESTRATÉGICAS Y CONVENIOS CON
INSTITUTOS, CENTROS Y UNIVERSIDADES NACIONALES E INTERNACIONALES .........................166
3.9.11.6. ESTRATEGIA 5: DEFINIR LA ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL DEL CENTRO............166
3.9.11.7. ESTRATEGIA 6: DISEÑAR Y DEFINIR LA INFRAESTRUCTURA Y EQUIPAMIENTO DE UN
MODERNO CENTRO DE I+D+I.................................................................................................................167
3.9.11.8. ESTRATEGIA 7: CONSTRUIR Y EQUIPAR UN MODERNO CENTRO DE I+D+I ..............167
3.10. OBJETIVO ESTRATÉGICO 10: ASEGURAR QUE LOS PROYECTOS DE INVERSIÓN
PRIORIZADOS CUENTEN CON FINANCIAMIENTO PARA SU EJECUCIÓN ........................................168
3.10.1. ESTRATEGIAS......................................................................................................................168
4. RESUMEN DE INVERSIONES .............................................................................................171
4.1. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN................172
4.2. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA174
4.3. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE COMERCIALIZACIÓN ....................................175
4.4. INVERSIONES UNIDAD DE NEGOCIO DE PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA.....
...............................................................................................................................................177
4.5. INVERSIONES CONSOLIDADAS.........................................................................................178
4.6. REQUERIMIENTOS DE FINANCIAMIENTO ........................................................................178

9
ÍNDICE DE CUADROS
CUADRO 1: CAMPOS EN PRODUCCIÓN POR DEPARTAMENTO .........................................................22
CUADRO 2: INCREMENTO DE CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN.............................................................30
CUADRO 3: RENDIMIENTO REFINERÍAS - 2014......................................................................................30
CUADRO 4: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO POR REFINERÍA........................................................33
CUADRO 5: PROYECTOS MÁS IMPORTANTES EN EJECUCIÓN ..........................................................33
CUADRO 6: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS MERCADO INTERNO.....................................35
CUADRO 7: DETALLE DE TRAMOS DE GASODUCTOS EXPORTACIÓN ..............................................36
CUADRO 8: DETALLE DE TRAMOS DE OLEODUCTOS Y PROPANO DUCTOS...................................37
CUADRO 9: DETALLE DE TRAMOS DE POLIDUCTOS Y CAPACIDAD OPERATIVA ............................38
CUADRO 10: LÍNEA BASE DEL TRANSPORTE........................................................................................39
CUADRO 11: PERIODO DE SEGURIDAD PARA CIUDADES CAPITALES 30 DÍAS................................41
CUADRO 12: AVANCE PLAN DE ADECUACIÓN PLANTAS YPFB LOGÍSTICA 2006-2014....................43
CUADRO 13: LÍNEA BASE RESULTADOS 2006-2014..............................................................................45
CUADRO 14: DATOS HISTÓRICOS DESDE INICIO DE EMTAGAS.........................................................51
CUADRO 15: HISTÓRICO Y PROYECCIÓN DE VENTAS GRANEL 2014................................................56
CUADRO 16: VOLUMENES Y VENTA DE HIDROCARBUROS LIQUIDOS EXPORTADOS....................58
CUADRO 17: COMERCIALIZACIÓN DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS .................................................59
CUADRO 18: EJECUCIÓN COMPONENTES PLANTA DE SEPARACIÓN DE LICUABLES GRAN
CHACO.........................................................................................................................................................61
CUADRO 19: EJECUCIÓN DE COMPONENTES DE LA PLANTA DE AMONIACO UREA ......................62
CUADRO 20: CONTRATOS PLANTA GNL.................................................................................................63
CUADRO 21: RESPONSABILIDAD SOCIAL ..............................................................................................68
CUADRO 22: CRECIMIENTO DEMANDA DE LOS PRINCIPALES COMBUSTIBLES..............................81
CUADRO 23: RETOS, DESAFÍOS, Y LÍNEAS DE ACCIÓN AGENDA PATRIÓTICA 2025.......................84
CUADRO 24: OBJETIVO ESTRATÉGICO 1 ...............................................................................................87
CUADRO 25: ESTRATEGIA 1 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 1............................................................88
CUADRO 27: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN ...........................89
CUADRO 28: INVERSIONES ESTRATEGIA 2 EXPLORACIÓN ................................................................89
CUADRO 30: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 3 EXPLORACIÓN ...........................91
CUADRO 35: OBJETIVO ESTRATÉGICO 2...............................................................................................94
CUADRO 37: PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO.................................................................96
CUADRO 38: INVERSIONES RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1 EXPLOTACIÓN..........................97
CUADRO 39: CONSTRUCCIÓN DE FACILIDADES.................................................................................101
CUADRO 40: PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN POR OPERADOR ......................................................102
CUADRO 41: ESTRATEGIA 2 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 2..........................................................103
CUADRO 45: OBJETIVO ESTRATÉGICO 3 .............................................................................................106
CUADRO 47: PROYECTOS RELACIONADOS A LA ESTRATEGIA 1.....................................................107

10
CUADRO 65: INVERSIONES RELACIONADAS A LA ESTRATEGIA 3...................................................122
CUADRO 83: AVANCE FÍSICO PLANTA GRAN CHACO ........................................................................131
CUADRO 84: AVANCE FÍSICO PLANTA GNL .........................................................................................131
CUADRO 85: AVANCE FÍSICO PLANTA AMONIACO Y UREA...............................................................132
CUADRO 88: TIPOS DE POLIETILENO ...................................................................................................134
CUADRO 95: INVERSIONES ALMACENAMIENTO DE GLP Y UREA ....................................................139
CUADRO 97: ESTRATEGIA 4 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8.........................................................140
CUADRO 98: ESTRATEGIA 5 DEL OBJETIVO ESTRATÉGICO 8.........................................................141
CUADRO 99: OBJETIVO ESPECÍFICO DE RECURSOS HUMANOS.....................................................141
CUADRO 100: ESTRATEGIA 1 DE RECURSOS HUMANOS..................................................................142

11
CUADRO 107: OBJETIVO ESPECÍFICO DE CONTRATACIONES .........................................................147
CUADRO 108: ESTRATEGIA 1 DE CONTRATACIONES ........................................................................147
CUADRO 109: ESTRATEGIA 2 DE CONTRATACIONES ........................................................................148
CUADRO 110: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TRANSPARENCIA ............................................................148
CUADRO 111: ESTRATEGIA 1 DE TRANSPARENCIA ...........................................................................149
CUADRO 115: OBJETIVO ESPECÍFICO DE AUDITORIA INTERNA ......................................................152
CUADRO 116: ESTRATEGIAS DE AUDITORIA INTERNA......................................................................153
CUADRO 117: OBJETIVO ESPECÍFICO DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN ................................154
CUADRO 118: ESTRATEGIAS DE TECNOLOGÍAS DE INFORMACIÓN (TI).........................................155
CUADRO 119: OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS ................................156
CUADRO 120: ESTRATEGIAS..................................................................................................................156
CUADRO 121: OBJETIVO ESPECÍFICO DE SSAS .................................................................................157
CUADRO 122: ESTRATEGIA 1 DE SSAS ................................................................................................157
CUADRO 125: OBJETIVO ESPECÍFICO DE COMUNICACIÓN ..............................................................159
CUADRO 126: ESTRATEGIAS DE COMUNICACIÓN..............................................................................159
CUADRO 127: OBJETIVO ESPECÍFICO DE GESTIÓN DE PROYECTOS.............................................160
CUADRO 128: ESTRATEGIA 1 DE GESTIÓN DE PROYECTOS............................................................160
CUADRO 129: ESTRATEGIA 2 DE GESTIÓN DE PROYECTOS............................................................161
CUADRO 130: OBJETIVO ESPECÍFICO 1 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP ....................................162
CUADRO 131: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP.............................................................163
CUADRO 132: OBJETIVO ESPECÍFICO 2 DE IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP ....................................164
CUADRO 133: ESTRATEGIAS IMPLEMENTACIÓN DE LA LEP.............................................................164
CUADRO 134: OBJETIVO ESPECÍFICO DE INVESTIGACIÓN...............................................................164
CUADRO 135: ESTRATEGIA 1 DE INVESTIGACIÓN..............................................................................165
CUADRO 142: OBJETIVO ESTRATÉGICO 10 .........................................................................................168
CUADRO 143: CREAR UN FONDO DE FINANCIAMIENTO PARA EXPLORACIÓN, A PARTIR DE LAS
UTILIDADES DE LAS EMPRESAS DE LA CORPORACIÓN ...................................................................169
CUADRO 144: CREAR FONDO DE COMPENSACIÓN ...........................................................................169
CUADRO 145: ELABORAR DIRECTRICES DE REINVERSIÓN DE UTILIDADES .................................169
CUADRO 146: REALIZAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN MERCADOS DE VALORES
INTERNACIONALES .................................................................................................................................170
CUADRO 147: CONCRETAR OPERACIONES DE FINANCIAMIENTO EN EL MERCADO DE VALORES
NACIONAL .................................................................................................................................................170
CUADRO 148: DEFINIR Y ACTUALIZAR ESTRATEGIAS DE FINANCIAMIENTO POR PROYECTO
RENTABLE O DE INTERÉS NACIONAL ..................................................................................................171
CUADRO 149: ADMINISTRACIÓN CENTRALIZADA DE DIVIDENDOS DE LAS DIFERENTES UN Y
SUBSIDIARIAS ..........................................................................................................................................171
CUADRO 150: INVERSIONES EXPLORACIÓN.......................................................................................173
CUADRO 151: INVERSIONES EXPLOTACIÓN .......................................................................................174
CUADRO 152: INVERSIONES REFINACIÓN, TRANSPORTE Y LOGÍSTICA ........................................175
CUADRO 153: INVERSIONES COMERCIALIZACIÓN.............................................................................175
CUADRO 154: INVERSIONES PROYECTOS, PLANTAS Y PETROQUÍMICA .......................................177
CUADRO 155: INVERSIONES POR UNIDAD DE NEGOCIO ..................................................................178

12
CUADRO 156: INVERSIONES POR FUENTE DE FINANCIAMIENTO....................................................178
CUADRO 157: NECESIDADES DE FINANCIAMIENTO...........................................................................179

13
ÍNDICE DE GRÁFICOS
GRÁFICO 1: POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS .........................................................................21
GRÁFICO 2: VOLÚMENES DE TRABAJO DE PROYECTOS SÍSMICOS POR GESTIÓN .......................21
GRÁFICO 3: INVERSIONES EN EXPLORACIÓN EN MMUS$ ..................................................................22
GRÁFICO 4: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS .........................................................................24
GRÁFICO 5: PRODUCCIÓN BRUTA Y VENTA DE GAS NATURAL .........................................................26
GRÁFICO 6: PRODUCCIÓN BRUTA DE LÍQUIDOS..................................................................................27
GRÁFICO 7: PRODUCCIÓN DE GLP DE PLANTAS Y REFINERÍAS, Y PLANTA RIO GRANDE............27
GRÁFICO 8: INVERSIONES EN EXPLOTACIÓN Y PRODUCCIÓN .........................................................28
GRÁFICO 9: CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO DE CRUDO - BPD .....................................................29
GRÁFICO 10: CARGA PROMEDIO PROCESADA DE CRUDO (BPD)......................................................30
GRÁFICO 11: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GASOLINA ESPECIAL 2006 – 2014 ...............................31
GRÁFICO 12: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE DIESEL OIL......................................................................31
GRÁFICO 13: PRODUCCIÓN PROMEDIO DE GLP 2006 – 2014 .............................................................32
GRÁFICO 14: INVERSIONES REFINACIÓN EN MMUS$..........................................................................32
GRÁFICO 15: INVERSIONES EN TRANSPORTE EN MMUS$ .................................................................38
GRÁFICO 16: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE DIÉSEL OÍL EN M3...................................................40
GRÁFICO 17: CAPACIDAD DE ALMACENAJE DE GASOLINA ESPECIAL POR PLANTA EN M
3
..........40
GRÁFICO 18: CAPACIDAD PARA ALMACENAJE DE GLP POR DEPARTAMENTO EN M
3
...................41
GRÁFICO 19: INVERSIONES EN ALMACENAJE EN MMUS$ ..................................................................44
GRÁFICO 20: EVOLUCIÓN CAPACIDAD DE ALMACENAJE TOTAL.......................................................45
GRÁFICO 21: VOLÚMENES DE EXPORTACIÓN DE GAS NATURAL .....................................................46
GRÁFICO 22: CONSUMO DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO...................................................47
GRÁFICO 23: SISTEMAS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL ..........................................................50
GRÁFICO 24: INVERSIONES EN REDES DE GAS EN MMU$ .................................................................52
GRÁFICO 25: OFERTA Y DEMANDA DE DIÉSEL OÍL 2006-2014............................................................53
GRÁFICO 26: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA ESPECIAL 2006-2014 ..........................................53
GRÁFICO 27: OFERTA Y DEMANDA DE GASOLINA PREMIUM (RELACIÓN 2006-2014)....................54
GRÁFICO 28: OFERTA Y DEMANDA DE KEROSENE 2006-2014 ...........................................................54
GRÁFICO 29: OFERTA Y DEMANDA DE AV GAS / JET FUEL DIÉSEL OÍL 2006-2014..........................55
GRÁFICO 30: OFERTA Y DEMANDA DE GLP 2006-2014 ........................................................................56
GRÁFICO 31: PORCENTAJE DE CONSUMO DE GLP A GRANEL POR SECTOR .................................57
GRÁFICO 32: INVERSIONES EN COMERCIALIAZACIÓN DE LÍQUIDOS 2009 - 2014...........................59
GRÁFICO 33: VENTA GLP PLANTA DE SEPARACION DE LÍQUIDOS DE RÍO GRANDE .....................60
GRÁFICO 34: INVERSIONES EN PLANTAS E INDUSTRIALIZACIÓN EN MMU$ ...................................64
GRÁFICO 35: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – SECTOR TERMOELÉCTRICO ............75
GRÁFICO 36: PROYECCIÓN DEMANDA GAS NATURAL – DISTRIBUCIÓN DE GAS POR REDES .....77
GRÁFICO 37: PROYECCIÓN DEMANDA DE GAS NATURAL – MERCADO INTERNO Y EXPORTACIÓN
2015 – 2019..................................................................................................................................................79
GRÁFICO 38: PROYECCIÓN DEMANDA GASOLINA ESPECIAL Y DIESEL OÍL ....................................80
GRÁFICO 39: PROYECCIÓN DEMANDA DE GLP ....................................................................................81
GRÁFICO 40: PROYECCIÓN DEMANDA DE COMBUSTIBLES DE AVIACIÓN.......................................81
GRÁFICO 41: PRONÓSTICOS DE PROYECTOS EN CONTRATOS DE OPERACIÓN...........................95
GRÁFICO 42: POBLACIONES BENEFICIADAS CON GNL .....................................................................132

14
INTRODUCCIÓN
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos -YPFB es una empresa creada por Decreto Ley de
21 de diciembre de 1936 y refundada mediante Ley N° 3058 de 17 de mayo de 2005, como
empresa autárquica de derecho público de duración indefinida, que goza de personalidad
jurídica propia y autonomía administrativa, técnica y económica, así como de capital y
patrimonio propio. El domicilio legal de YPFB es la ciudad de La Paz, pudiendo establecer
oficinas en cualquiera de los Departamentos, así como sucursales y representaciones en el
exterior del país. Su sede y forma de funcionamiento se ajusta a lo establecido por la Ley N°
3058.
El Decreto Supremo N° 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos “Héroes del Chaco” de 1°
de mayo de 2006, ha permitido al Estado recuperar la propiedad, la posesión y el control total y
absoluto de los recursos naturales hidrocarburíferos, así como recuperar el control y la dirección
de la producción, transporte, refinación, almacenaje, distribución, comercialización e
industrialización de hidrocarburos en el país. YPFB a nombre y en representación del Estado
ejerce la propiedad de los hidrocarburos.
El control y dirección de la cadena de hidrocarburos, constituye el salto cualitativo más
importante desde el punto de vista de la gestión de los hidrocarburos; al mismo tiempo, el
desafío de lograr una gestión eficaz y eficiente que responda a las expectativas que el pueblo
boliviano tiene acerca de YPFB.
Existe avances en el control y gestión de la cadena de hidrocarburos: firma de 44 contratos de
operación con 16 empresas privadas que actualmente operan en Bolivia, firma del Contrato de
Compra Venta de Gas con la Argentina, consolidación y ampliación del mercado interno,
proyectos exploratorios, abastecimiento del mercado interno, garantía de los mercados de
exportación de gas natural, construcción de redes de gas para las familias bolivianas,
inversiones en desarrollo de campos y en la ejecución de proyectos como la plantas de
separación de líquidos y los proyectos petroquímicos que industrializarán el gas natural y que
nos permitirán pasar de ser un país exportador de materia prima a un país industrializado,
exportador de productos con valor agregado en la cadena de hidrocarburos. Sin embargo, la
transformación del sector hidrocarburos aún requiere de esfuerzos.
La Ley N° 466 de la Empresa Pública tiene por objeto establecer un régimen legal de empresas
públicas y desarrollar un sistema de organización y gestión eficiente, eficaz y transparente que
contribuya al desarrollo económico y social del país.
En sus Disposiciones Transitorias, la Ley establece que YPFB adoptará la tipología de empresa
estatal y tendrá las siguientes subsidiarias y filiales:
Empresa Estatal
100%
Empresa Estatal Mixta
70 a < 100%
Empresa Mixta
51 a < 70%
SAM
51 hasta 70%, solo
E&E
YPFB Empresa
Corporativa
YPFB Transporte S.A. GTB S.A. YPFB Andina
Flamagas S.A. YPFB Transierra S.A. YPFB Petroandina
Central Bulo Bulo S.A.
YPFB Refinación S.A.
YPFB Chaco S.A.

15
Respecto a las empresas YPFB Logística y YPFB Aviación, la LEP establece que: “Una vez que
YPFB Empresa Corporativa cuente con el 100% del paquete accionario de YPFB Logística y de
Air BP Bolivia S.A. – ABBSA, las incorporará a su estructura organizacional como unidades
productivas, debiendo dar cumplimiento a la normativa vigente y aplicable para estos procesos,
precautelando la continuidad de las actividades comerciales y el cumplimiento de las
obligaciones a las que hubieran estado sujetas las referidas empresas.”
El presente documento se ha estructurado en dos partes, la primera parte contempla el análisis
de situación, donde se muestra la demanda de gas natural y de los hidrocarburos líquidos tanto
para el mercado interno como para el mercado externo; se realiza una descripción de la
situación actual de las unidades de negocio de exploración y explotación; refinación, transporte
y logística; comercialización; proyectos, plantas y petroquímica; y de las áreas del centro
corporativo; y se expone los principales factores internos, fortalezas y debilidades, y factores
externos, oportunidades y amenazas, de YPFB Corporación.
En la Parte II se desarrolla el Plan Estratégico Corporativo, en el marco de la misión, visión y
valores corporativos vigentes, así como los objetivos estratégicos, estrategias, metas, proyectos
y actividades estratégicas. En la parte final, se desarrolla la política de financiamiento para
asegurar los recursos necesarios para financiar todos los proyectos de este plan.

16
PARTE I LÍNEA BASE DE YPFB CORPORACIÓN
1. ROL DE YPFB EN LA NACIONALIZACIÓN DE LOS HIDROCARBUROS
La nacionalización de los hidrocarburos en Bolivia el año 2006 fue el resultado de las demandas
de las bolivianas y los bolivianos, expresadas desde principios de la década del 2000 sobre la
defensa de los recursos naturales y el progresivo deterioro del modelo neoliberal impuesto
desde las décadas de los 80’s y 90’s, donde las recetas de los organismos financieros
internacionales definían las políticas económicas, monetarias, cambiarias, externas, tributarias y
dejando de lado la participación y planificación estatal. Como consecuencia del deterioro de las
condiciones y calidad de vida de los sectores más vulnerables y del agobio de la clase media
por el estancamiento político y de las demandas del pueblo en general, expresado finalmente
en el Referendum Vinculante, el gobierno del Presidente Evo Morales promulgó el Decreto
Supremo Nº 28701 de Nacionalización de Hidrocarburos “Héroes del Chaco”el 01 de mayo de
2006.
A partir de esta medida, el Estado ejerce total soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos,
recuperando su propiedad, posesión y control total y absoluto. Asimismo se refunda la empresa
estatal YPFB para operar toda la cadena de hidrocarburos a nombre del Estado, con plena
potestad de definir condiciones, volúmenes y precios de comercialización de los mismos para el
mercado interno y externo. Asimismo, esta norma sienta las bases para la recuperación de la
dirección, administración y operación de las empresas privatizadas y capitalizadas.
Dentro de los principios establecidos por la Nacionalización de los hidrocarburos se encuentran:
 Soberanía sobre los recursos hidrocarburíferos.
 Propiedad y control sobre los hidrocarburos.
 Combinación de inversión pública y privada de manera virtuosa.
 Política y estrategia de los recursos hidrocarburíferos a cargo del Estado.
Desde la promulgación del D.S. “Héroes del Chaco” en el año 2006 estos principios, se han
materializado en el accionar de YPFB, como brazo operador del Estado, a través de su
participación directa en toda la cadena de los hidrocarburos, desde la exploración del recurso
hasta su comercialización e industrialización.
En cumplimiento de la mencionada norma, se recuperó la mayoría accionaria de las empresas
que operaban a lo largo de la cadena de hidrocarburos y que fueron capitalizadas y privatizadas
en gobiernos anteriores. Actualmente, la empresa estatal YPFB cuenta con la mayoría
accionaria en dichas empresas, llegando a detentar entre el 98% y 100% de las acciones, lo
cual ha permitido a YPFB la participación directa en las desiciones operativas, administrativas,
financieras y de gestión en cada una de las etapas de la cadena de hidrocarburos, a través de
una estructura corporativa, que ha fortalecido sus capacidades de gestión de acuerdo al nuevo
rol protagónico que le dio la nacionalización.
Asimismo, a través de la participación directa de YPFB en la cadena de hidrocarburos, se han
desarrollado los lineamientos establecidos por la política nacional. Se vienen implementando las
estrategias planteadas y de esta manera se han concretado cada uno de los objetivos
planteados por la política de nacionalización en cuanto a incremento del potencial
hidrocaburífero, aumento de producción, seguridad energética e industrialización.

17
Con la Nacionalización, YPFB ha recobrado protagonismo en las actividades de exploración y
explotación de los hidrocarburos, mediante la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación y
también a través de sus empresas YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina. A los
esfuerzos de nuestra empresa se suman los esfuerzos de las empresas privadas que trabajan
para el Estado en el marco de los contratos de operación.
Asimismo, YPFB ha desarrollado el más ambicioso programa de la historia boliviana en cuanto
a la ampliación de la capacidad instalada del sector hidrocarburos, ampliando y modernizando
los campos de desarrollo, las plantas de separación en campos, las plantas de refinación, la
capacidad de transporte, almacenaje y distribución de hidrocarburos y sus derivados, así como
la construcción de plantas de separación de líquidos e industrialización de hidrocarburos, con la
finalidad de atender la creciente demanda de energéticos por parte de la población del país;
además, los proyectos petroquímicos de industrialización y los compromisos de exportación de
gas natural hacia Argentina y Brasil.
El abastecimiento de hidrocarburos en el mercado interno, además de ser un mandato
constitucional, constituye uno de los principios fundamentales establecidos en la Ley de
Hidrocarburos, por lo cual es una prioridad para el Gobierno Nacional. Bajo este contexto, se ha
cubierto la creciente demanda de carburantes gaseosos y líquidos, a través del incremento de
la producción de estos combustibles, resultado de las inversiones realizadas en el período 2006
– 2014 y completando el déficit de gasolina y diésel oil a través de la importación. Asimismo, se
ha pasado de ser un país deficitario en GLP a ser un país autosuficiente y generador de
excedentes para la exportación, perfilando en los próximos años a Bolivia como uno de los
principales suministradores de GLP en la región.
En lo que se refiere a gas natural en el mercado interno, en el período 2006 – 2014 se ha
incrementado el consumo de gas natural en los diferentes sectores. En el año 2006 se
comercializó en promedio 5,22 MMmcd de gas natural y se prevé que al finalizar el año 2014 se
comercializará alrededor de 10,6 MMmcd, es decir, un incremento aproximado del 103%
respecto a 2006. Los incrementos en el consumo en el mercado interno, responden a las
políticas de masificación del uso del gas natural, entre ellas el incremento de instalaciones
domiciliarias de gas y la conversión de vehículos a GNV. YPFB ha acelerado la instalación de
gas domiciliario en varias ciudades del país, lo que constituye un beneficio para las familias
bolivianas por el ahorro que representa en su consumo energético.
Por otra parte, en lo que se refiere al mercado externo, en el período 2006 a 2013, Bolivia se ha
convertido en el proveedor más importante de gas natural en la región, suministrando gas a los
mayores mercados del Cono Sur: Brasil y Argentina.
A través del contrato con Petrobras las entregas de gas a Brasil alcanzaron a un promedio de
24,6 MMmcd el 2006, llegando a 32,3 MMmcd el 2013. Dado el incremento de la demanda, el
2014 se suscribieron dos contratos interrumpibles con Petrobras para el envío de 2,24 MMmcd
adicionales, contemplando un mejor precio, similar al establecido con Argentina, más un premio
del 2% al 5%. Por otra parte, el contrato de compra venta de gas natural entre YPFB y Energía
Argentina S.A. (ENARSA) se inició el 2007, y el año 2010 se suscribió una Adenda
incrementándose el compromiso de volúmenes de exportación. Posteriormente debido al
requerimiento adicional de volúmenes de gas natural, el 2012 se suscribió un contrato
interrumpible. El 2007 los envíos de gas natural fueron en promedio 4,62 MMmcd y el 2013 de
14,97 MMmcd. Para el final de 2014 se prevé exportar 16,26 MMmcd.

18
En el marco de la política y la estrategia establecida a partir de la Nacionalización, YPFB ha
asumido el rol de llevar adelante la agregación de valor a través del proceso de industrialización
del gas natural, superando el modelo primario exportador en el sector. Este proceso se ha
iniciado en el país con las plantas separadoras de líquidos de Rio Grande en operación y de
Gran Chaco como primer paso, que permitirá separar el propano y etano (insumos para la
producción de polímeros y propileno) de la corriente del gas natural con destino a los mercados
de exportación.
El propano y etano constituyen la materia prima necesaria para el abastecimiento y
funcionamiento del nuevo Complejo de Olefinas y Poli Olefinas. Este nuevo complejo estará
compuesto por las plantas de etileno, polietileno, propileno y polipropileno, lo que a su vez
generará los insumos productivos para las pequeñas, medianas y grandes empresas asociadas
a la petroquímica en la producción de plásticos, más conocida como la petroquímica de
segunda generación.
Asimismo, estas plantas separadoras de líquidos han permitido conseguir la autosuficiencia en
GLP y destinar excedentes a la exportación.
Otro proyecto de industrialización de gas natural de gran envergadura que está siendo llevado a
cabo por YPFB, es la Planta de Amoniaco y Urea en actual construcción. Esta planta contará
con una capacidad de producción aproximada de 756.000 toneladas anuales de urea para lo
cual se invertirán 862,5 MMUS$. La puesta en marcha de este proyecto será el año 2016 y se
prevé atender la demanda del mercado interno ayudando a incrementar la actividad agrícola,
mejorando la productividad de este sector, apoyando el desarrollo local de las regiones y
contribuyendo a la seguridad alimentaria del país.
2. RESULTADOS DEL PROCESO DE NACIONALIZACIÓN
2.1. UNIDAD DE NEGOCIO DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
2.1.1. EXPLORACIÓN
2.1.1.1. CONTEXTO DE LA EXPLORACIÓN
Las áreas delimitadas como reservadas para la exploración y explotación (E&E) por YPFB
Corporación son 104, las cuales cubren 22.164.672,32 hectáreas, que se encuentran
distribuidas en casi todos los plays exploratorios del país, excepto en los plays de Pantanal y
Sub-andino Norte.
Aquellos prospectos exploratorios que están dentro de la Zona Tradicional (ZT), tienen un índice
de éxito histórico de 3:1; en cambio, para los que están en la Zona No Tradicional (ZNT), éste
índice de éxito es de 7:1.
La normativa vigente limita la asignación de más de 40 parcelas por área, lo que representa una
amenaza para el desarrollo de mega campos, puesto que de tratarse de estructuras muy
grandes, con seguridad excederán los límites del área asignada, generando problemas
contractuales y posterior desarrollo de los campos descubiertos.

19
El 19 de diciembre de 2011 se anunció públicamente las 15 áreas reservadas a favor de YPFB,
que se promocionaron en importantes eventos internacionales, las cuales son: Carandaiti,
Cedro, Cobija, Corregidores, El Chore, Huacareta, Ivirza, Litoral, Madre de Dios, Manuripi,
Nueva Esperanza, Pelicano, La Guardia, Alegría y Coipasa.
En el proceso competitivo de licitación, se asignaron 6 áreas para realizar convenios de estudio
y se asignaron 2 para la firma de contrato. No obstante, en un principio se esperaba que nuevas
y más empresas de E&E se interesen en invertir en Bolivia, situación que no se dio, los
argumentos de las empresas de E&E para desestimar sus inversiones fueron:
 Precios de los hidrocarburos en el mercado interno boliviano por debajo de los precios
internacionales y las condiciones contractuales de participación en el negocio en el
contrato de servicios tipo Sociedad de Economía Mixta (SAM).
 La exigencia de establecer una sucursal en Bolivia, situación que presenta tiempos de
licitación y aspectos burocráticos-normativos excesivos.
 El contexto normativo de Bolivia no alienta suficientemente las actividades exploratorias
hidrocarburíferas.
En virtud de que existía una desvinculación entre la fase de ejecución de los proyectos
exploratorios y la fase de visualización de los proyectos y estudios, YPFB ha creado la Gerencia
de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos, que asumió la responsabilidad de liderar todos
los estudios exploratorios que se encaran en el seno de YPFB Casa Matriz y al mismo tiempo,
aprobar el resto de los proyectos exploratorios que se desarrollarían a través de YPFB Chaco,
YPFB Andina, YPFB Petroandina, y las empresas operadoras privadas.
En la mejora de los procesos e información disponible, cabe destacar el proceso de
digitalización y remasterización llevada a cabo por el Centro Nacional de Información
Hidrocarburífera (CNIH), que permite contar con una base de datos para la generación de
proyectos exploratorios. Asimismo, YPFB ha encarado proyectos en exploración como la
adquisición sísmica 3D en el área Boyuibe, en el marco del proyecto exploratorio
Itaguazurenda.
2.1.1.2. EL CONTRATO DE SERVICIOS DE EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN
El Artículo 362 de la Constitución Política del Estado (CPE) autoriza a YPFB suscribir contratos
bajo el régimen de prestación de servicios con empresas públicas, mixtas o privadas, para que
realicen determinadas actividades de la cadena productiva a cambio de una retribución o pago
por sus servicios. En este sentido, YPFB ha elaborado el Modelo de Contrato de Servicios de
Exploración y Explotación bajo dos modalidades, Contrato de Servicios Tipo Operación y
Contrato de Servicios Tipo SAM ambos deben contar con previa autorización y aprobación
expresa de la Asamblea Legislativa Plurinacional.
De acuerdo la Resolución Ministerial N° 262-11 y la Resolución de Directorio de YPFB N°
61/2012, se establecen las siguientes modalidades para la asignación de áreas:
 Ejecución de actividades de manera directa a través de la GNEE de YPFB.
 Asignación directa a empresas donde YPFB cuente con una participación accionaria
mayoritaria.
 Convenios de estudio.
 Licitación internacional.

20
A la fecha, YPFB ha suscrito dos “Contratos de Exploración y Explotación en Áreas
Reservadas” con YPFB Petroandina SAM y siete “Contratos de Servicios Petroleros” con BG,
Total & Gazprom, Petrobras, YPFB Chaco, e Eastern Petroleum, los cuales deberán generar un
importante incremento en actividades de inversión en exploración.
Por otra parte existen contratos de E&E para 9 áreas en trámite de aprobación y autorización
con las empresas YPFB Chaco S.A., YPFB Andina S.A. y Petrobras Bolivia S.A. y 3 nuevos
contratos en negociación con las empresas YPF y Pluspetrol.
Las principales causas por las que no se han firmado contratos adicionales, son:
• Tiempos excesivos para la autorización y aprobación de los contratos de servicios por la
Asamblea Legislativa Plurinacional.
• Restricción para realizar actividades exploratorias en áreas protegidas.
• El régimen impositivo vigente que conlleva una participación del Estado por encima del
setenta por ciento (70%) hace inviables proyectos exploratorios en áreas con bajo nivel de
recursos hidrocarburíferos.
• Falta de incentivos económicos a la exploración.
2.1.1.3. ESTUDIOS DE GEOLOGÍA
Durante el periodo 2011 – 2014 se han realizado diferentes estudios de valorización de áreas,
los cuales han sido elaborados por empresas internacionales, empresas subsidiarias y por
cuenta propia, los mismos son:
• La empresa Oil Solutions Inc., durante el periodo 2011 a 2012 ha evaluado la
prospectividad de 56 áreas exploratorias.
• La empresa COMESA durante el periodo 2013 – 2014 ha evaluado 10 áreas dejando
pendiente el informe por 15 áreas para el año 2015.
• La realización de proyectos iniciales exploratorios, a cargo de las empresas subsidiarias
de YPFB, ha logrado 12 estudios en el periodo 2012 – 2014.
• Los proyectos evaluados por YPFB Casa Matriz, a través de la GERH, alcanza 12 áreas
en el periodo 2011-2014.
2.1.1.4. POZOS EXPLORATORIOS
En el periodo 2006–2013 se perforaron 35 pozos exploratorios, de los cuales en la gestión 2013
se realizaron la mayor cantidad de ellos. Sin embargo, para la gestión 2014 se proyectó la
perforación de 12 nuevos pozos exploratorios, de los cuales 8 fueron concluidos y 4 fueron
iniciados, representado la mayor cantidad de perforaciones en el periodo 2006-2014.

21
GRÁFICO 1: POZOS EXPLORATORIOS PERFORADOS
Fuente: Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos
2.1.1.5. PROYECTOS DE SÍSMICA
En el periodo 2006–2007 no se registran proyectos de sísmica. En el periodo 2008–2013 se
ejecutaron 11 proyectos de sísmica. Para la gestión 2014 se tienen 7 proyectos de registro
sísmico, de los cuales 5 están concluidos y 2 están en ejecución. Cada uno de estos proyectos
aportó con volúmenes de trabajo expresados en el siguiente gráfico.
GRÁFICO 2: VOLÚMENES DE TRABAJO DE PROYECTOS SÍSMICOS POR GESTIÓN
(Km - Km2
)
Fuente: Gerencia de Evaluación de Recursos Hidrocarburíferos
2.1.1.6. RESUMEN DE LAS INVERSIONES EN EXPLORACIÓN
Las inversiones efectuadas en exploración en el periodo 2006-2014 alcanzan un monto de
1.269 MMUS$, la ejecución anual de las inversiones se muestran en el siguiente gráfico.
2
3
5
4
6
5
3
3
3
2
1
4
2
3
2
5
8
4
11
12
2006 2007 2008 2010 2011 2012 2013 2014
Productor Abandonado Abandono Temporal En Ejecución Programado Total
1.082
619
190
499
819
1.310
300
631
543
715
2009 2011 2012 2013 2014 2008 2009 2012 2013 2014
2D 3D

22
GRÁFICO 3: INVERSIONES EN EXPLORACIÓN EN MMUS$
Fuente: Gerencia Nacional de Planificación, Inversiones y Estudios.
* 2014: Cifras preliminares, estimadas al cierre.
Entre los principales aspectos externos que anualmente frenan las inversiones en esta
actividad, se encuentran los siguientes:
 Retraso en el trámite de la licencia ambiental para los proyectos de adquisición sísmica y
perforación. Problemas de relacionamiento comunitario por compensaciones.
 Incumplimiento por parte de las empresas contratistas, tanto en tiempo como en calidad
del servicio, que demoran la conclusión del proyecto.
 Dificultades en la importación de equipos y materiales.
 Falta de oferta de empresas de servicios petroleros y declaratorias desiertas en los
procesos de contratación.
 Reajuste de los precios por servicios contratados. Renovación de contratos con los
proveedores.
 Devolución de áreas después de realizados los estudios técnicos.
 La firma y entrada en vigencia de nuevos contratos de exploración toma tiempo excesivo,
debido al proceso en extremo burocrático que se sigue.
2.1.2. EXPLOTACIÓN
Actualmente, se encuentran en producción 65 campos en 41 contratos de operación distribuidos
de la siguiente manera:
CUADRO 1: CAMPOS EN PRODUCCIÓN POR DEPARTAMENTO
Departamento Número de Campos
Chuquisaca 2
Cochabamba 10
Santa Cruz 39
Tarija 13
Tarija-Chuquisaca 1
Total 65
Fuente: Gerencia Nacional de Administración y Contratos
73
44
81
147
96
214
138
164
312
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014*

23
Por las características de campos asociados, la producción de hidrocarburos líquidos se basa
principalmente en el condensado y, por ende, se encuentra ligada directamente a la producción
de gas natural.
2.1.2.1. CONTEXTO DE LA EXPLOTACIÓN
Para el logro de resultados, YPFB, a través de los Planes de Desarrollo (PDD) y Programas de
Trabajo y Presupuestos (PTP) establecidos en los contratos de operación y presentados por las
empresas operadoras, ha orientado las inversiones y actividades al suministro de hidrocarburos
al mercado interno y al cumplimiento de los compromisos contraídos con los mercados de
exportación de Brasil y Argentina.
Un logro importante de YPFB en los últimos 5 años ha sido el incremento de la producción,
como resultado del trabajo en equipo de las diferentes unidades técnico-económicas
involucradas en el desarrollo de los campos, de casa matriz y de las empresas subsidiarias.
Sin embargo, también se atravesaron problemas importantes como la existencia de campos
como La Vertiente, Escondido, Palo Marcado, Los Suris, Vuelta Grande, Colpa, Caranda,
Carrasco, Paloma, Víbora, Sirari, entre otros, que han entrado en su fase final de explotación, y
no se han descubierto nuevos campos para reponer la producción.
Otro aspecto crítico es la declinación natural de los campos, en una gran mayoría, estos se
encuentran en su fase final de explotación; esta situación dificulta la aprobación de PTP en
campos con baja producción y OPEX elevados, pues genera un conflicto social y técnico.
Adicionalmente, se atraviesan problemas estructurales que limitan o restringen la ejecución de
actividades en la explotación, los mismos se muestran a continuación.
 Tiempos excesivos y procesos burocráticos en el trámite de licencias y permisos
ambientales - sociales.
 Carencia de procedimientos claros que permitan a la Unidad de Negocio de Exploración y
Explotación desarrollar sus funciones de manera eficiente.
2.1.2.2. EL CONTRATO DE OPERACIÓN
En octubre de 2006 se suscribieron 44 contratos de operación; el contrato para el área Irenda
no fue protocolizado y los restantes 43 fueron protocolizados en mayo de 2007.
De los 43 Contratos de operación protocolizados en mayo del 2007, 2 han sido devueltos (Ingre
y Charagua), 3 se encuentran en fuerza mayor (Amboró-Espejos, Rio Hondo, Tuichi), 1 área se
encuentra en exploración (Sara-Boomerang I), 4 se encuentran en desarrollo (Warnes, Palmar,
Aquío, Ipati), 4 áreas que registraron descubrimiento comercial a la fecha no están en
producción (Enconada, Grigotá, Palacios, Puerto Palos) y las restantes 29 áreas han registrado
descubrimiento comercial y se encuentran en fase de producción.
Con el objetivo de mejorar la administración de contratos, con un enfoque estratégico en el que
se actualicen los mecanismos de control, mejore la revisión de los costos recuperables, se
optimice la administración de los procesos de licitación y se realice la gestión y negociación de
contratos, se planteó una nueva estructura organizacional para la Gerencia Nacional de

24
Programas de Trabajo (GNPT), creándose la Gerencia Nacional de Administración de Contratos
(GNAC) a través de Resolución de Directorio N° 55/2011 del 18 de julio de 2011.
La administración de cada actividad está regida en su atribución como costo útil y utilizable, lo
que significa que YPFB tiene la capacidad de reconocer o no la recuperación de dicha actividad
como un costo útil. Sin embargo, se han presentado diferentes problemas que son detallados a
continuación.
 Procesos de licitación y contrataciones con limitaciones.
 Limitaciones en el análisis y aprobación de PDDs y PTPs.
 Acuerdos de entrega no actualizados a la situación actual de producción.
 Demoras en la gestión económica de los contratos de operación.
2.1.2.3. POZOS PERFORADOS
En relación a los equipos de perforación, el 2006 se contaba con 4 equipos de perforación
activos (2 de desarrollo y 2 de exploración); a la fecha se cuenta con 22 equipos de perforación
de diferentes compañías de servicios como Petrex (Perú-Italia), DLS (Argentina), Sinopec
(China), SAI (Brasil), Equipetrol (Bolivia), y 3 nuevos equipos adquiridos por YPFB.
En materia de pozos de desarrollo, en el año 2006 se perforaron 2 pozos, y durante la gestión
2014 se perforan 26, con un promedio entre 2006 y 2014 de 15 pozos perforados por año.
GRÁFICO 4: POZOS DE DESARROLLO PERFORADOS
Fuente: Gerencia Nacional de Administración de Contratos
En el inicio de operación de los equipos de perforación de YPFB, se ha observado una
inadecuada gestión administrativo-operativa de los servicios de perforación ofrecidos a través
de la Dirección de Servicios de Perforación (DSP), causadas por los siguientes factores:
 Recursos humanos que no cuentan con la experiencia necesaria para administrar y
operar los equipos recibidos.
 Limitación presupuestaria para los gastos de operación y mantenimiento de los equipos,
emergente de la dinámica operativa.
2
0
9 10 12
18
30
28
26
0
5
10
15
20
25
30
35
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

25
 Burocracia en la contratación de equipos y servicios necesarios para la operación de los
equipos recibidos.
Pese al incremento en la cantidad de pozos perforados por gestión, el periodo se ha
caracterizado por atravesar varios problemas que retrasaron o evitaron la ejecución de
perforaciones. Los principales problemas son los siguientes:
 Retraso en el trámite de la licencia ambiental, dentro de este concepto, se tienen
problemas de relacionamiento comunitario por compensaciones.
 Incumplimiento por parte de las empresas contratistas, tanto en tiempo como en calidad
del servicio, que demoran la conclusión del proyecto.
 Dificultades en la importación de equipos y materiales.
 Dificultad en la provisión de combustibles (diésel oíl), que ocasiona en muchos casos
paros en la perforación de pozos con elevados costos de stand by.
 Falta de oferta de empresas de servicios petroleros y declaratorias desiertas en los
procesos de contratación.
 Reajuste de los precios por servicios contratados. Renovación de contratos con los
proveedores.
 Problemas técnicos encontrados a medida que se van ejecutando los proyectos, que
atrasan la conclusión de los mismos o que implican el incremento de actividades
adicionales como desvíos (sidetracks) y otros.
 Cambios en la planificación del cronograma de perforaciones, por los resultados que se
van obteniendo en la perforación de los primeros pozos programados.
2.1.2.4. CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO
En función a los contratos de exportación firmados con Brasil y Argentina y la demanda del
mercado interno, a partir de la gestión 2006, a solicitud de YPFB y con la firma de los contratos
de operación, las empresas operadoras, programaron inversiones con la finalidad de
incrementar la capacidad de procesamiento de gas natural. La capacidad de las plantas tuvo un
incremento importante, que pasó de 57,3 MMmcd en 2006, hasta 91,8 MMmcd en 2014, es
decir un sesenta por ciento (60%) de crecimiento.
Actualmente la producción promedio total de gas natural es de 61,52 MMmcd, por lo que si se
analiza el contexto como una sola unidad de producción y una sola planta de proceso, se llega
a la errónea interpretación de tener capacidad ociosa en plantas de proceso equivalente a
30.28 MMmcd, es decir un 32% de dicha capacidad ociosa.
Sin embargo, si se descentraliza por áreas, en los mega-campos se tiene una relación directa
entre la producción y la capacidad de proceso instalada en las plantas, como son los casos de
Margarita y San Antonio (65% de la producción). Los campos San Alberto e Itaú, merecen un
comentario adicional debido a la declinación natural de sus yacimientos, a la tardía
implementación de la compresión para bajar la presión de operación, y a la nueva planta de
proceso instalada para el campo Itaú que resulta innecesaria y debe considerarse su
reubicación.
Bajo estos aspectos, se han identificado de manera genérica, las diferentes causas que
ocasionaron dicha capacidad ociosa en las plantas de procesamiento de gas natural:

26
 Declinación natural de la producción de los reservorios en campos que alimentan las
plantas de gas.
 Campos maduros con producción remanente mínima.
 Depreciación de los equipos en función al tiempo de vida útil con el que cuenta.
 Facilidades existentes no adecuadas a nuevos campos de desarrollo.
2.1.2.5. VOLÚMENES DE PRODUCCIÓN
2.1.2.5.1. GAS NATURAL
La producción de gas natural se incrementó gradualmente de 2006 a 2014. Sin embargo, existe
una reducción de la producción en 2009 ocasionada por la reducción de exportaciones al
mercado de Brasil, que demandó menores volúmenes de gas natural de Bolivia como producto
de la crisis económica del año 2008 que afectó la economía brasilera principalmente en los
sectores industrial y de generación eléctrica, que son los mayores demandantes del gas
boliviano.
GRÁFICO 5: PRODUCCIÓN BRUTA Y VENTA DE GAS NATURAL
Fuente: SIESTAD – GNPIE.
2014: Información a noviembre 2014.
2.1.2.5.2. PETRÓLEO, CONDENSADO Y GASOLINA NATURAL
Entre las gestiones 2006-2009, existe una reducción en la producción de condensado, como
resultado de la disminución de la producción de gas natural. Adicionalmente, se registró una
declinación de la producción en los campos petrolíferos.
Entre las gestiones 2010-2014 se registró un incremento progresivo del caudal de producción,
en razón al incremento en las actividades de explotación, principalmente de condensados
asociados a la producción de gas natural.
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
MMmcd
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Producción 40,24 41,75 42,01 36,76 41,72 45,07 51,11 58,28 61,52
Gas de venta 35,62 38,08 39,59 34,00 39,89 43,41 49,43 56,47 59,78

27
GRÁFICO 6: PRODUCCIÓN BRUTA DE LÍQUIDOS
Fuente: SIESTAD – GNPIE.
2014: Información a noviembre 2014.
Dentro de estos volúmenes de líquidos se considera la producción de petróleo, la cual se
incrementó de forma moderada en función al Decreto Supremo N° 1202. Sin embargo, este
incremento no ha podido solucionar el déficit en la producción de diésel y gasolina para el
mercado interno. A la fecha, la producción de líquidos ha alcanzado los 63.380 BBLD en 2014.
2.1.2.5.3. GAS LICUADO DE PETRÓLEO
La evolución de la producción de Gas Licuado de Petróleo (GLP) fue incremental entre las
gestiones 2006-2008. Sin embargo, entre las gestiones 2009-2012 hubo un leve decremento
debido a la disminución de la calidad del gas natural en los campos productores de GLP y a la
declinación natural de los mismos. En las gestiones 2013-2014, además de la producción de
GLP proveniente de plantas y refinerías, se puso en operación la Planta de Separación de
Líquidos de Río Grande, la cual incorpora volúmenes importantes de producción de GLP (con
una capacidad de 5,6 MMmcd de gas natural), para procesar 361 TMD de GLP.
GRÁFICO 7: PRODUCCIÓN DE GLP DE PLANTAS Y REFINERÍAS, Y PLANTA RIO GRANDE
Fuente: SIESTAD – GNPIE. Información a noviembre 2014.
Nota: Volúmenes correspondientes a un factor de gravedad específica de refinerías y plantas de 0,53
para la conversión de m3 a TM.
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Producción bruta petróleo 10,2 8,27 7,97 6,54 4,7 4,8 4,63 5,14 5,26
Producción bruta condensado 30,57 33 30,84 27,24 29,84 30,71 36,59 42,35 46,08
Producción bruta gasolina natural 7,78 8,05 8,13 7,26 8,37 9,07 10,27 11,74 12,04
Producción hidrocarburos líquidos 48,56 49,32 46,94 41,05 42,91 44,58 51,50 59,23 63,38
48,56 49,32
46,94
41,05 42,91 44,58
51,50
59,23
63,38
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
MBBLD
0
200
400
600
800
1000
1200
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
932 940 948 936 909 889 883 886
754
208
331
TMD
Plantas y refinerías Planta Rio Grande

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