Auditori a 1

INFORME FINAL

UNIDAD DE FISCALIZACIN, SEGUIMIENTO Y CONTROL

AUDITORIAS REALIZADAS

A LAS

EMPRESAS PETROLERAS

(Julio 2006 Marzo 2007)

La Paz, Abril 2007

NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 Pgina 1 de 111

Direccin: Calle Mercado Esq. Independencia N. 401 Telf.: 591-3- 3321573 Fax.: 591-3-3332881 E-mail: hidrocarburo-scz @hotmail.com

NOTA INTERNA UFSC-MDP-003/2007 A: Lic. Carlos Villegas Quiroga MINISTRO DE HIDROCARBUROS Y ENERGIA DE: Ing. Enrique Mariaca Bilbao COORDINADOR DE AUDITORIAS A EMPRESAS PETROLERAS UNIDAD DE FISCALIZACION, SEGUIMIENTO Y CONTROL Lic. Miguel Delgadillo Pacheco CONSULTOR Ref.: INFORME FINAL DE RESULTADOS DE LAS AUDITORIAS A EMPRESAS

PETROLERAS Fecha: La Paz, 27 de abril de 2007 Seor Ministro:

Me es grato elevar a vuestra consideracin el informe final de los resultados alcanzados por las auditorias realizadas a las empresas petroleras. Es necesario e importante recalcar que la responsabilidad de la realizacin de las auditoras, con los trabajos de campo y la supervisin permanente de profesionales especialistas, es de responsabilidad exclusiva de las siete empresas consultoras conforme a contrato.

El trabajo de evaluacin que efectuaron los Consultores asignados a la Unidad de Fiscalizacin, Seguimiento y Control (UFSC), se realiz en cumplimiento de las responsabilidades profesionales contenidas en sus contratos. El informe que presentamos responde a la sistematizacin realizada de los informes finales de auditora y las estadsticas solicitadas por la UFSC a las empresas auditoras.

I. ANTECEDENTES

El Decreto Supremo N 28701 de 1ro. de mayo de 2006, que en el pargrafo III) del Art. 4 dispone que el Ministerio de Hidrocarburos y Energa (MHE) determinar, caso por caso y mediante auditorias, las inversiones realizadas por las compaas, as como sus amortizaciones, costos de operacin y rentabilidad obtenida en cada campo. Los resultados de las auditorias servirn de base a YPFB para determinar la retribucin o participacin definitiva correspondiente a las compaas en los contratos a ser firmados en ejercicio de la soberana nacional, obedeciendo el mandato del pueblo boliviano expresado en el Referndum Vinculante del 18 de julio del 2004 y en aplicacin estricta de los preceptos constitucionales, nacionalizando los recursos naturales hidrocarburferos del pas, por tanto el Estado recuper la propiedad, la posesin y el control total y absoluto de estos



recursos. Por otro lado, el pargrafo I) del Art. 3ro. indica que slo podrn seguir operando en el pas las compaas que acaten inmediatamente las disposiciones del DS N 28701, hasta que en un plazo no mayor a 180 das desde su promulgacin, se regularice su actividad, mediante contratos, que cumplan las condiciones y requisitos legales y constitucionales.

Para viabilizar el acatamiento de lo establecido en el pargrafo mencionado del DS N 28701, el Supremo Gobierno de la nacin promulg el DS 28722 del 24 de mayo de 2006 que autoriza al MHE a contratar bienes, servicios generales y de consultara, as como la realizacin de las auditoras necesarias, para la ejecucin y cumplimiento de lo dispuesto en el DS N 28701, estableciendo adems que estas contrataciones se realizaran bajo la modalidad de contratacin por excepcin; y por medio del DS N 28771 del 28 de junio de 2006 se establecen los mecanismos para la realizacin de las auditorias. Mediante Resolucin Ministerial N 120/2006 del 5 de junio de 2006, se crea la Unidad de Fiscalizacin, Seguimiento y Control (UFSC), dependiente de la Direccin General de Exploracin y Produccin del Viceministerio del mismo nombre del MHE, con el objeto de proceder a la determinacin, caso por caso, de las inversiones realizadas por las compaas que operan en el pas, as como sus amortizaciones, costos de operacin y rentabilidad obtenida en cada campo, conforme dispuso el DS N 28701, con sede en el ciudad de Santa Cruz. Para el cumplimiento de los decretos supremos mencionados el MHE dispone la realizacin de 11 auditoras a 56 campos petroleros operados por 10 empresas petroleras, de acuerdo a la siguiente relacin:

N Operador Campos

1 Petrobras-Bolivia SA Sbalo y San Alberto

2 Repsol YPF E&P Bolivia SA Margarita, Itatiqui, Cambeiti, Monteagudo, Surubi, Surubi-BB, Surubi Noroeste y Paloma

3 BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia Escondido, Ibibobo, La Vertiente, Los Suris, Palo Marcado y Taiguati

4 Petrobras Energy SA Colpa y Caranda

5 Vintage Petrol Naranjillos, upuco, Porvenir y Chaco Sur

6 Plus Petrol Bolivia Corporation SA Barredero, Bermejo, Tajibo, Huayco, Madrejones, Ro Seco, Jacobo y Toro

7 Chaco SA Vuelta Grande, Bulo Bulo, Carrasco, Carrasco FW, Los Cusis, Kanata, Kanata Norte, Kanata FW, San Roque, Humberto Surez R., Montecristo, Patujusal y Patujusal oeste

8 Andina SA Ro Grande, Sirari, Vbora, Yapacani, La Pea, Los Sauces, Guairuy, Camiri, Arroyo Negro, Los Penocos y Cascabel

9 Total SA Itau e Incahuasi

10 Transredes SA Transporte (4 concesiones)



Es necesario e importante recalcar que los resultados alcanzados en el proceso de auditoria, se basan exclusivamente en la informacin recabada de la auditora realizada a los 56 campos, no tomndose en cuenta las inversiones en los campos no auditados, as como las inversiones realizadas por las empresas petroleras en otros campos en calidad de socios. Por razones que desconocemos el MHE omiti la realizacin de auditoras, a campos y bloques petroleros operados por empresas petroleras en actual explotacin, cuyo detalle es el siguiente:

N Operador Campos/Bloques

1 Andina SA Boquern, Cobra, Enconada, Palacios, Patuj y Puerto Palos

2 Chaco SA Caigua, Churumas, El Dorado, Junn, Katari, Los Monos, Percheles, San Ignacio, Santa Rosa, Santa Rosa Oeste y Palometas NW.

3 Plus Petrol Bolivia Corporation SA Tigre, Curichi y San Telmo

4 Dong Won Palmar

5 Matpetrol Tatarenda

6 Canadian Energy Warnes

7 Transredes SA Transporte (2 ductos)

8 Andina SA Bloques: Ambor Espejos y Sara Boomerang I

9 Repsol YPF Bloque: Tuichi

10 Repsol-BG-PAE Bloque: Caipipendi.

11 Total SA Bloques Ipat y Aquio.

12 Petrobrs Bloques: Ingre e Irenda.

13 Petrobrs-Total Bloque: Ro Hondo

14 Transredes SA Servicios de operacin a Gas Trans Boliviano (GTB) SA (gasoducto Ro Grande - Mutun), Gas Oriente Boliviano (GOB) Ltda. (gasoducto de exportacin a Cuiaba) y opera el oleoducto Campero - Arica y la Terminal martima de YPFB en Arica, Repblica de Chile.

Los contratos de servicio que firm el MHE con las Consultoras tenan un plazo de 90 das, excepto el contrato para auditar a Transredes SA, que fue de 120 das, el proceso se inici con la contratacin por el MHE de la primera empresa Consultora (Petroconsult SRL), cuya labor comenz el 14/07/06 y termin con la contratacin de la ltima Consultora (IFPC & CCAT) el 14/09/06, es decir, que de acuerdo a los plazos estipulados en los contratos la primera Consultora



(Auditora a Petrobrs-Bolivia SA, campo San Alberto) debera haber entregado sus informes finales el 12/10/06 y la ltima (Auditora a Transredes SA) el 26/12/06. De acuerdo a los contratos suscritos por el MHE con las empresas Consultoras, despus de la recepcin de los informes finales en la UFSC, se determin un plazo de 20 das para que los fiscalizadores evalen los informes finales y las empresas Consultoras reformulen y/o complementen dichos informes, en un plazo de 10 das, en consecuencia en la revisin y correccin de los informes finales se pact mediante contrato un plazo de 30 das adicionales; que sumados a los plazos de entrega contractuales se tiene que la primera contratacin debera concluir el 11/11/2006 y la ltima contratacin el 25/01/07. Si a los ltimos plazos se aaden el tiempo que las empresas petroleras perjudicaron al proceso con una lenta entrega de documentos y/o un retraso considerable de 20 a 25 das, ms el tiempo que demoraron algunas consultoras en iniciar las auditorias, y/o el tiempo que demoraron en recomponer sus equipos de profesionales, o en otros casos, las observaciones y/o complementaciones realizadas por los profesionales multidisciplinarios de la UFSC que no fueron atendidas en el plazo de 10 das por las empresas consultoras, las auditoras a 10 aos de operacin de las empresas petroleras tuvieron un retraso de mas de 60 das. Se debe enfatizar que la UFSC ha desarrollado sus actividades con personal limitado, conform 11 grupos para fiscalizar 11 auditoras, participando varios de sus profesionales en ms de dos grupos y otros trabajaron en forma transversal, es decir, participaron en los 11 grupos. Este hecho sin duda alguna, hizo que los profesionales de la UFSC realicen los mximos esfuerzos para fiscalizar varias auditoras, con las limitaciones expuestas. De acuerdo a los trminos de referencia y los contratos suscritos por el MHE con las empresas auditoras, el proceso estaba dirigido a Ejecutar una Auditoria Especial en las reas: Econmica, Financiera, Tcnica y Ambiental de las actividades hidrocarburferas desarrolladas por las empresa petroleras en 56 Campos, para determinar las inversiones realizadas por las mismas, sus amortizaciones, costos de operacin, tributacin, reservas de hidrocarburos, rentabilidad obtenida en cada Campo, medio ambiente y aspectos legales, en cumplimiento del articulo 4, pargrafo III, del Decreto Supremo 28701. El Servicio de Consultora se efectu por el periodo comprendido desde el inicio de actividades de las empresas petroleras hasta el 1 de mayo de 2006, aplicando en lo pertinente los criterios de materialidad, veracidad, integridad, prudencia y racionalidad. Los informes finales solicitados en los trminos de referencia fueron: P 1 Inversiones realizadas en los Campos. P 2 Amortizacin/Depreciacin de las Inversiones. P 3 Costos y Gastos de operacin



P 4 Determinacin de la Rentabilidad, Tasa Interna de Retorno y Valor Actual Neto. P 5 Verificacin de la tributacin efectuada. P 6 Cuantificacin de las Reservas probadas y probables. P 7 Identificacin de los pasivos ambientales en los campos y costos de mitigacin. P 8 Valoracin de los daos a las Comunidades y las personas, as como daos al patrimonio del

Estado generado por las actividades de las empresas petroleras. P 9 Especificacin y comparacin de las medidas establecidas en el estudio de impacto ambiental

y su respectivo cumplimiento en funcin a los cronogramas, identificando montos de inversin.

P 10 Cuantificacin de los gastos efectuados en proteccin ambiental y relacionamiento socio- comunitario, desde el inicio de actividades.

Aunque no estuvo especificado en los trminos de referencia y el contrato de servicios, la UFSC consider necesario requerir dos informes adicionales, a saber: P 0 Informe Legal. P 11 Informe Ejecutivo Final. La relacin de las empresas consultoras que se adjudicaron para la elaboracin de las auditorias a las empresas petroleras, el nmero y fecha de las Resoluciones Ministeriales, monto, fecha de la firma del contrato de servicios (misma de la orden de proceder) y la fecha contractual de finalizacin se detalla en el cuadro que sigue:

RMN

Fecha Monto BsN

Fecha Or. Proc. Finalizac.

AE-02/06 Petroconsult SRL Petrobras-Bolivia SA 149/200603/07/06 1.975.000UFSC-015/06

14/07/06 14/07/06 12/10/06

AE-10/06 Baltic Control - Cryotec Aso. Total SA

166/200614/07/06 999.000

UFSC-037/0627/07/06 27/07/06 25/10/06

AE-05/06 Consul Sistem Aso. SRL Petrobras Energy SA

160/200612/07/06 2.560.000

UFSC-038/0628/07/06 28/07/06 26/10/06

AE-1-11/06 Delta Consult Ltda. Petrobras-Bolivia SA 165/200614/07/06

2.600.000 UFSC-039/0631/07/06

31/07/06 29/10/06

AE-03/06 Delta Consult Ltda. Repsol YPF E&P Bolivia SA192/200604/08/06 3.240.000

UFSC-048/0616/08/06 16/08/06 14/11/06

AE-04/06 Consul Sistem Aso. SRL

BG Bolivia Corporation, Sucursal Bolivia

194/200609/08/06 2.152.540

UFSC-078/0618/08/06 18/08/06 16/11/06

AE-07/06 Tecnicontrol SRL Plus Petrol Bolivia Corporation SA193/200604/08/06 2.650.000

UFSC-082/0621/08/06 21/08/06 19/11/06

AE-06/06 Geodata Ltda. Vintage Petrol 197/200616/08/06 2.595.500UFSC-094/06

25/08/06 25/08/06 23/11/06

AE-09/06 IFPC & CCAT Andina SA 200/200622/08/06 4.290.000UFSC-097/06

31/08/06 31/08/06 29/11/06

AE-08/06 IFPC & CCAT Chaco SA 206/200606/09/06 4.290.000UFSC-111/06

14/09/06 14/09/06 13/12/06

AE-12/06 Tecnicontrol SRL Transredes SA 198/200616/08/06 1.999.955UFSC-095/06

28/08/06 28/08/06 26/12/06

ContratoCodigoConvoc. OperadorConsultora



II. RESULTADOS ECONOMICOS-FINANCIEROS 1. RESERVAS CEDIDAS GRATUITAMENTE Consideramos que para iniciar nuestro anlisis, se hizo necesario realizar una revisin de las reservas probadas remanentes de hidrocarburos que fueron cedidas a precio cero a las empresas petroleras Chaco y Andina el 21 de diciembre de 1996 (firmando el Contrato de Accionistas el 10 de abril de 1997, inicio de actividades de la capitalizacin). De acuerdo a la informacin reportada por YPFB en base a la certificacin oficial realizada por la empresa De Golyer and Mac Naughton, alcanzaron a 125,6 millones de barriles de petrleo/condensado y de 3,2 trillones de pies cbicos (Tpc) de gas natural, reservas que para ser monetizadas deben ser multiplicadas por sus respectivos factores de recuperacin promedio de produccin (0,55 petrleo y 0,65 gas natural), como se expone en el cuadro que sigue:

Cuadro 1. RESERVAS PROBADAS REMANENTES DE HIDROCARBUROS al 31 de diciembre de 1997

MMBls Prod.* MM$us MMMpc Prod.* MM$us

REPSOL 40,2 22,1 464,8 26,4 17,2 21 485,9

PETROBRAS SAL 0,7 0,4 8,5 124,8 81,1 100 108,3

PETROBRAS SAB 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

TOTAL 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

CHACO 43,8 24,1 505,9 1.193,8 775,9 954 1.460,3

ANDINA 36,0 19,8 415,8 1.566,4 1.018,2 1.252 1.668,2

VINTAGE 4,5 2,5 52,5 299,1 194,4 239 291,6

BG 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

PETROBRAS E. 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0 0,0

PLUSPETROL 0,3 0,2 3,9 11,2 7,3 9 12,8

TOTAL 125,6 69,1 1.451,2 3.221,7 2.094,1 2.576 4.026,9

Petrleo/Condensado Gas NaturalOPERADOR TOTALMM$us

Fuente: Elaboracin propia en base a informacin de YPFB.

El cuadro 1 demuestra que el valor total de reservas probadas cedidas a precio cero (0) a las empresas petroleras Chaco y Andina; incorporando las reservas de las dems empresas petroleras al ao 1997, alcanzaron al valor de MM$us 4.027 compuesto de MM$us 1.451 en petrleo/condensado y 2.576 en gas natural. De este importe se beneficiaron fundamentalmente la operadora Andina con un monto de MM$us 1.668, seguido por la operadora Chaco con MM$us 1.460 y la operadora Repsol con MM$us 486. La valorizacin se efecta con un precio internacional promedio WTI para 1997 de $us 21 por barril de petrleo y un precio de exportacin a la Argentina de $us 1,23 por millar de pies cbicos de gas natural.



Asumimos que las reservas probables representan para el ao 1997 un 14,37% de las reservas probadas remanentes para el petrleo/condensado, de donde resulta que la suma del valor de reservas probadas y probables sera de MM$us 1.660. En lo referido a las reservas probadas de gas natural, las reservas probables representan para el ao 1997 un 35,1% de las reservas probadas remanentes, por tanto, la sumatoria de ambas reservas alcanza a MM$us 3.480, haciendo un gran total de MM$us 5.140, que las empresas petroleras recibieron como un aporte no valorado por el Estado boliviano. Diferencias en la declaracin de reservas Del anlisis efectuado a los informes de reservas nacionales de hidrocarburos, se ha comprobado que las reservas declaradas en la licitacin del ao 1997 para la capitalizacin de YPFB, son menores a las reservas calculadas para el ao 2006, en funcin de la produccin acumulada desde la gestin 1997 al 2006, para las empresas petroleras Andina SA y Chaco SA, segn el informe de reservas presentada por YPFB. Para confirmar lo mencionado partimos de las reservas probadas recuperables del ao 2006 de las operadoras Chaco y Andina que suman 4,9 Tpc de gas y 278 MMBls de petrleo condensado, restamos la produccin acumulada de gas de 2,1 Tpc y de petrleo de 238 MMBls, obtenemos la reserva remanente para el ao 2006 de 2,8 Tpc y 38 MMBls. (Cuadro 2)

Cuadro 2. RESERVAS PROBADAS REMANENTES AL 30/04/2006

Reserva recuperable Produccin acumulada Reserva remanente Operadora

Gas MMpc Pet. Cond. MBls Gas MMpc Pet. Cond.

MBls Gas MMpc Pet. Cond.

MBls

Andina 3.025.436 206.674 1.431.490 188.765 1.594.759 16.376Chaco 1.924.944 71.580 693.021 50.020 1.231.923 21.560

TOTAL 4.950.380 278.254 2.124.511 238.785 2.826.682 37.936 Fuente: YPFB

El cuadro 3 muestra la produccin acumulada del periodo abril 1997 a abril 2006.

Cuadro 3. PRODUCCIN ACUMULADA Del 11/04/1997 al 11/04/2006

Operadora Gas MMpc Pet. Cond. MBls

Andina 453.180 24.520 Chaco 619.470 47.930

TOTAL 1.072.650 72.450Fuente: YPFB



Sumando la produccin acumulada de las operadoras Chaco y Andina con las Reservas Remanentes al 2006, obtendremos las reservas probadas entregadas a las empresas capitalizadoras el 11 de abril de 1997 de acuerdo al cuadro 4:

Cuadro 4. RESERVA ENTREGADA SEGN LICITACIN DE CAPITALIZACIN

Reserva recuperable al 30/04/2006

Produccin acumulada

Reservas entregadas al 11/04/1997

Operadora Gas MMpc Pet. Cond. MBls Gas MMpc

Pet. Cond. MBls

GAS MMpc

Pet. Cond. MBls

Andina 1.594.759 16.376 453.180 24.520 2.047.939 40.896Chaco 1.231.923 21.560 619.470 47.930 1.851.393 69.490

TOTAL 2.826.682 37.936 1.072.650 72.450 3.899.332 110.386Fuente: YPFB

La informacin del cuadro 4 no concuerda con el informe nacional de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 1997, respecto a las reservas cedidas a las empresas Chaco y Andina, como se muestra a continuacin.

Cuadro 5. RESERVAS CALCULADAS Y REPORTADAS

Reservas entregadas al 01/01/1997

Calculada Reportada Diferencia Calculado Reportada Diferencia Operadora

Gas MMpc Gas MMpc MMpc Pet. Cond. MBls Pet. Cond.

MBls MBls

Andina 2.047.939 1.533.000 514.939 40.896 31.666 9.230Chaco 1.851.393 1.224.900 626.493 69.490 46.097 23.393TOTAL 3.899.332 2.757.900 1.141.432 110.386 77.763 32.623

Fuente: UFSC Como se puede observar en el cuadro 5 las reservas reportadas al 01/01/1997 no concuerdan con lo calculado por la UFSC, por ejemplo: la empresa Chaco firm un contrato de venta de gas natural a la Argentina, cuya reserva comprometida fue de 1.220.900 MMpc, cantidad igual que reporta el Informe Nacional de YPFB para 1997, lo que significa que las reservas entregadas en el ao 1997 eran mayores a las declaradas por YPFB, por lo cual no se debe considerar el valor de 1.224.900 MMpc, sino el valor calculado por la UFSC de 1.851.393 MMpc para el ao 1997, por basarse este calculo en datos reales de produccin. De la misma manera ocurre con el caso de la empresa Andina, por lo que se concluye que las reservas reportadas por el Informe Nacional de Reservas de YPFB para el ao 1997 no eran las adecuados, motivo por el cual no se debe tomar en cuenta, siendo el valor calculado el de 2,0 Tpc de gas.



Por lo tanto, en el ao 1997 existi manipulacin de reservas por parte de YPFB, porque adems de ceder gratuitamente nuestras reservas de gas y petrleo, se manipul los informes de reservas nacionales de hidrocarburos no tomando en cuenta 1.141.432 MMpc de gas y 32.623 MBls, que monetizados representan la suma de MM$us 1.289, en consecuencia el valor total que las empresas petroleras recibieron como un aporte gratuito del Estado boliviano en el ao 1997 fue de MM$us 6.429. 2. INVERSIONES Las inversiones reportadas por las empresas petroleras desde el inicio de sus actividades hasta el 31 de abril de 2006, totalizan la suma de MM$us 3.047, en este monto solo se incluyen las inversiones activadas por las operadoras. Se evidencia que la empresa con mayor inversin fue Petrobrs Bolivia SA con MM$us 686 invertidos en los campos Sbalo y San Alberto, seguido de Repsol YPF y Chaco SA; la empresa con menor inversin fue Petrobrs Energy. Se debe destacar que las mayores inversiones reportadas despus de los campos operados por Petrobras fueron: bloque Mamor con MM$us 305 y campo Margarita con MM$us 247 operados por Repsol; campo Madrejones con MM$us 102 operado por Pluspetrol y Ro Grande con MM$us 93 operado por Andina. La composicin de la inversin reportada por los operadores se muestra en la grfica 1:

Grfica 1. INVERSION REPORTADA POR LOS OPERADORES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. La distribucin de la inversin reportada por las empresas petroleras por ao de MM$us 3.047, tiene un comportamiento ascendente hasta el ao 2000, gestin en la que las operadoras invirtieron el 14% del total y posteriormente la tendencia fue decreciente, llama la atencin que en el periodo de 4 meses de la gestin 2006, la inversin fue cercana a lo invertido en el ao 1997. Se

588376

343343

330274

251231

114106

92

0 100 200 300 400 500 600

MM$us

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAB

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

ANDINA

PLUSPETROL

TOTAL

BG

VINTAGE

PETROBRAS ENER. Total 3.047



debe entender que las auditoras se realizaron desde el inicio de actividades de las empresas petroleras, motivo por el cual se tienen en cuenta las inversiones realizadas antes del ao 1997 por algunas operadoras. En el ao 2003 la operadora Petrobrs realiz la mayor de las inversiones de todo el periodo auditado, totalizando la suma de MM$us 155. La inversin reportada por ao fue la siguiente:

Grfica 2. INVERSION REPORTADA POR LOS OPERADORES POR AO (En MM$us)

40 55

132

379 346

422385 379

315

242 228

123

050

100150200250300350400450

MM

$us

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Aos

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora.

Como resultado de los ajustes realizados por auditora a las inversiones reportadas por las empresas petroleras, por distintos conceptos como ser: sobreprecios, proveedores no identificados, pagos a compaas vinculadas, pozos sin xito, inversiones no tiles ni utilizables y otros, las empresas consultoras han determinado una disminucin considerable en algunas de las inversiones efectuadas por las empresas petroleras, siendo la reduccin ms relevante la efectuada a la operadora Andina, cuya inversin reportada sufri un ajuste del orden de MM$us 203, el segundo ajuste por orden de importancia se efectu a la operadora Petrobrs para los campos Sbalo y San Alberto, totalizando la suma de MM$us 133, seguido por la operadora Repsol YPF con MM$us 99. La inversin total ajustada a las empresas petroleras por auditora alcanz al 31 de abril de 2006 a la suma de MM$us 2.288, no habindose considerado como inversin la suma de MM$us 759 por los conceptos mencionados. La grfica 3 muestra la inversin ajustada por auditora.



Grfica 3. INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. Los ajustes anuales mas relevantes se realizaron los aos 1999 y 2001. El comportamiento de las inversiones ajustadas por auditoria por ao es el siguiente:

Grfica 4. INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA, POR AO (En MM$us)

34 43

109

333

106

349

280319

276

218

164

56

0

50

100

150

200

250

300

350

MM

$us

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

Aos

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. Las auditorias han reportado resultados contundentes en el ajuste que efectuaron a las inversiones, totalizando un monto de MM$us 759. Llama la atencin que las empresas Andina y Chaco, que

489285284

274269

227183

7371

6767

0 100 200 300 400 500

MM$us

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

PETROBRAS SAB

PLUSPETROL

TOTAL

BG

ANDINA

VINTAGE

PETROBRAS ENER. Total 2.288



firmaron Contratos de Suscripcin de Acciones y se obligaron a pagar a la sociedad, de acuerdo a la clusula quinta, el monto de suscripcin de $us 264.777.021 la empresa Petrolera Andina SA, y $us 306.667.001 la empresa Petrolera Chaco SA, empresas que no han cumplido con su obligacin de efectuar la inversin, especialmente Andina que slo invirti MM$us 71. El promedio del ajuste de auditoria realizado a las 11 empresas petroleras es de MM$us 70 en todo el periodo. El ajuste efectuado por empresa se distingue en la grfica 5:

Grfica 5. COMPOSICION DE LA INVERSION AJUSTADA (En MM$us)

20399

9174

5956

4841

3925

0 50 100 150 200 250

MM$us

ANDINA

REPSOL

CHACO

PETROBRAS SAB

PETROBRAS SAL

TRANSREDES

TOTAL

BG

VINTAGE

PETROBRAS E.

Total 759


El total de las auditoras demuestran en sus resultados que las empresas petroleras no invirtieron los recursos comprometidos, habiendo en todos los casos, realizado importantes ajustes que se encuentran respaldados en los informes finales de auditora. En la grfica 6 se aprecia los ajustes versus la inversin reportada por las operadoras.



Grfica 6. INVERSION REPORTADA VS. AJUSTADA (En MM$us)

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Reportada Ajustada


De la informacin anterior resulta que el proceso de capitalizacin ha sido beneficioso para las empresas petroleras y negativo para los intereses del pas. Si analizamos la relacin de lo invertido (reportado y ajustado) en funcin de las reservas cedidas, tenemos como resultado general que en el ao 1997 la relacin de la inversin reportada por las empresas Repsol, Chaco, Andina y Vintage es de 3,7 a 1 y si nos referimos a las inversiones ajustadas la relacin es de 5,5 a 1, es decir, por cada dlar invertido recibieron de recompensa 5,5 dlares, siendo las empresas mas beneficiadas Andina y Chaco que por cada dlar invertido recibieron 25 y 8 dlares, respectivamente en relacin a las inversiones ajustadas, como se demuestra en el cuadro 6:

Cuadro 6. COMPARACION DE INVERSIONES Y RESERVAS 1997 (En MM$us)

Reservas Inversiones Relacin R/I OPERADOR

Probadas Probables Total Reportadas Ajustadas Reportadas Ajustadas

REPSOL 499 74 573 588 489 0,97 1,17

CHACO 1.758 512 2.270 376 285 6,04 7,97

ANDINA 1.370 395 1.765 274 71 6,44 24,86

VINTAGE 292 91 383 106 67 3,61 5,71

TOTAL 3.919 1.072 4.991 1.344 912 3,71 5,47

Fuente: Elaboracin propia en base a informacin de YPFB.



Como es previsible, existe una relacin directa entre la inversin y el descubrimiento de reservas de hidrocarburos, es decir, que el caudal de reserva descubierta es funcin de la inversin. No cabe duda que el Gobierno en la etapa de la mal llamada capitalizacin fue muy magnnimo con las empresas petroleras, que optaron por participar en las grandes cuencas de los Megacampos, campos que fueron descubiertos por YPFB gracias a una eficaz labor exploratoria de varios aos, realizada por sus experimentados profesionales y a costos comparativamente menores de los actuales, tal como se determin en los anlisis de costos exploratorios. Sin duda alguna para que la actividad hidrocarburfera sea sostenible en el tiempo se requiere de importantes inversiones en exploracin, con el objetivo de mantener o mejorar las reservas, lo que no ocurre en el caso boliviano que cedi gratuitamente sus reservas en la denominada capitalizacin. Esta premisa no fue cumplida por las empresas petroleras, porque de acuerdo a las inversiones reportadas por ellas mismas al 30 de abril de 2006, en la sumatoria de 10 empresas operadoras (menos Transredes), se invirti el 60% en actividades de explotacin y solamente el 40% en actividades de exploracin, de un total de MM$us 2.717. La grfica 7 es contundente, las empresas capitalizadoras Chaco y Andina centraron sus actividades en explotacin, Chaco invirti MM$us 352 en explotacin y slo MM$us 24 en exploracin; Andina invirti MM$us 249 en explotacin y MM$us 25 en exploracin; y Repsol MM$us 409 en explotacin y MM$us 179 en exploracin, es decir, las 3 operadoras son exclusivamente extractoras de nuestros recursos hidrocarburferos.

Grfica 7. INVERSION EFECTUADA POR LOS OPERADORES EN EXPLORACION Y EXPLOTACION

(En MM$us)


25

249

179

409

24

352

132

211

135

208 207

44

231

0

84

22 3359 40

74

050

100150200250300350400450

MM

$us

Exploracin

Explotacin



3. AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES En Bolivia se adopta el mtodo del esfuerzo exitoso, que discrimina entre gasto o inversin en funcin de la etapa o fase de la Prospeccin, Exploracin, Desarrollo o Produccin, y para los efectos del clculo del agotamiento del reservorio se utiliza el mtodo de Unidades de Produccin. Las plantas de gas y los equipos instalados en pozos correspondientes a los campos productores de petrleo y gas natural se depreciaron a travs de un factor de agotamiento, que se calcula considerando la produccin de gas y petrleo de cada campo productor con respecto a las reservas econmicamente probadas existentes en el mismo. De acuerdo con el Decreto Supremo N 24051 (Reglamento del Impuesto a las Utilidades de Empresas), anexo al Articulo 22, la tasa de depreciacin para los pozos petroleros es del 20% anual, que ha estado vigente desde 1995 hasta la gestin fiscal concluida en marzo 2004, y a partir de abril del 2004 las compaas sometieron sus depreciaciones a la utilizacin del mtodo de unidades de produccin, contemplado por la Norma de Contabilidad N 9 (Principios de Contabilidad Generalmente Aceptados), en aplicacin del Decreto Supremo N 27390 (Decreto Reglamentario a la Ley 2493). La auditoria ha reportado por concepto de amortizaciones/depreciaciones un total de MM$us 788 a las inversiones reportadas por las empresas petroleras. Si bien existen inversiones similares las amortizaciones/depreciaciones reportadas no tienen el mismo comportamiento. Al no haberse auditado a las empresas petroleras como tales, sino a los campos petroleros, las operadoras en algunos casos reportaron sus amortizaciones/depreciaciones de todas las empresas y no solamente de los campos por el sistema contable que adoptaron, razn por la cual existen diferencias importantes. La operadora Chaco registr la mayor amortizacin alcanzando a la suma de MM$us 172, seguida por Andina con MM$us 156, Repsol con MM$us 137 y Transredes con MM$us 56, considerndose las amortizaciones/depreciaciones ms importantes reportadas como se muestra en la grfica 8.



Grfica 8. AMORTIZACION/DEPRECIACION REPORTADA POR LOS OPERADORES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. Los ajustes ms importantes realizados por auditora fueron a las operadoras Andina y Chaco, por el contrario la operadora Total por concepto de amortizaciones/depreciaciones no declara ningn valor, que es confirmada por auditora, tal cual se constata en la grfica que sigue:

Grfica 9. AMORTIZACION/DEPRECIACION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora

1519796

413938

3534

2518

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

MM$us

REPSOL

CHACO

TRANSREDES

PETROBRAS SAB

PETROBRAS ENER.

PLUSPETROL

BG

PETROBRAS SAL

ANDINA

VINTAGE

TOTAL

Total 574

172156

1375654

4238

3534

240

0 50 100 150 200

MM$us

CHACO

ANDINA

REPSOL

TRANSREDES

PETROBRAS ENER.

PETROBRAS SAB

PLUSPETROL

BG

PETROBRAS SAL

VINTAGE

TOTAL

Total 748



De las 11 auditoras realizadas, 4 reportaron el mismo valor de las amortizaciones/depreciaciones declaradas por las operadoras con las efectuadas por la auditora, otras 4 el ajuste fue menor. Llama la atencin que la auditora realizada a la operadora Repsol haya ajustado un monto mayor de MM$us 14 a lo reportado. (Grfica 10).

Grfica 10. COMPARACION DE AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora La diferencia entre las amortizaciones/depreciaciones declaradas por el operador y ajustadas por auditora nos muestra la grfica.

Grfica 11. DIFERENCIA DE LAS AMORTIZACIONES/DEPRECIACIONES (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora

156

0

96

35 3834 42

137

54

24

172

3941

18 25

97

151

02040

6080

100120140

160180200

MM

$us

Reportadas

Ajustadas

0 1

-14

015

6 0

75

131

0 0

-200

20406080

100120140

MM

$us



4. INVERSION NETA El objetivo principal del proceso de auditoria iniciado a las empresas petroleras es de conocer el monto real de la inversin neta realizada por las operadores en cada campo petrolero, razn por la cual depus de haber realizado un anlisis exhaustivo de las inversiones declaradas por las empresas petroleras, efectuado los ajustes de auditora y descontando la amortizacin efectuada por las operadoras, obtenemos como resultado las inversiones netas al 30 de abril de 2006, que se muestra en el cuadro 7.

Cuadro 7. INVERSION NETA AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Operador Ajustada Operador Ajustada Operador Ajustada

REPSOL 588 489 137 151 450 338PETROBRAS SAL 343 284 34 34 308 249PETROBRAS SAB 343 269 42 41 301 228PLUSPETROL 251 227 38 38 213 189CHACO 376 285 172 97 204 188TOTAL 231 183 0 0 231 183TRANSREDES 330 274 56 56 275 219VINTAGE 106 67 24 18 82 50ANDINA 274 71 156 25 118 46BG 114 73 35 35 79 37PETROBRAS ENER. 92 67 54 39 38 27

TOTAL 3.047 2.288 748 534 2.299 1.754

Inversin Amortizacin Inversin NetaOPERADOR

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. Existe una gran diferencia de la relacin de la inversin declarada por los operadores y la inversin neta ajustada por auditora, que totaliza MM$us 1.293, la evolucin de la informacin se la puede apreciar en la grfica 12.



Grfica 12. EVOLUCION DE LA INVERSION (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora. La declaracin de inversin efectuada por las empresas petroleras se aprecia en la grfica 13.

Grfica 13. EVOLUCION DE LA INVERSION REPORTADA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora La inversin ajustada por auditora se la muestra en la grfica 14.

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Inversin OperadorInversin AjustadaInversin Neta OperadorInversin Neta Ajustada

92106114

231251274

343343330376

588

213

79 8238

301

118

308275204

450

0

100

200

300

400

500

600

700

MM

$us

Total

Neta



Grfica 14. EVOLUCION DE LA INVERSION AJUSTADA POR AUDITORIA (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora 5. COSTOS OPERATIVOS Los costos operativos de las empresas petroleras no presentan un patrn homogneo. Petrobrs tiene reportados y ajustados costos asimtricos para dos megacampos: San Alberto (MM$us 253) y Sbalo (MM$us 653); las capitalizadas Andina y Chaco tienen cuantas de costos en orden superior a los megacampos, sin embargo se observa que Andina tiene una mayor volumen de costos. Los megacampos y las capitalizadas superan en ingresos la cuanta de MM$us 1.000 en orden de magnitud, la diferencia se establece en la eficiencia operacional. La prolijidad, sobretodo de las capitalizadas, a juzgar por la evidencia de los datos dista mucho de los postulados de una empresa moderna. (Grfica 15). Consideramos que no es oportuno realizar un anlisis detallado de los costos operativos de las empresas petroleras, porque la auditora ha tropezado con serias limitaciones, por ejemplo las operadoras tienen distintos criterios contables; no llevan una contabilidad por campo como se menciona en los contratos suscritos, su contabilidad en muchos casos es integral de toda la empresa, motivo por el cual en los cotos operativos mencionados en la grfica 15 existen distorsiones. Se debe mencionar que algunos de los costos determinados en la grafica incluyen costos administrativos. En el caso de Andina no reporto sus costos operativos.

489

284 274 269

73 71 67 67

183

285

227228219249188

338

275037 460

100

200

300

400

500

600

MM

$us

TotalNeta

189



Grfica 15. COSTOS OPERATIVOS REPORTADOS Y AJUSTADOS (En MM$us)

Fuente: Elaborado en base a los informes finales de Auditora 5. RENTABILIDAD a. PETROBRAS Campo San Alberto La rentabilidad histrica del campo San Alberto se ha estimado en base a la inversin de MM$us 348,8 y un costo operativo de MM$us 359,4 (escenario 1), y MM$us 253,3 (escenario 2), (Cuadro 8).

Cuadro 8. RENTABILIDAD HISTORICA SAN ALBERTO

Rentabilidad Escenario 1 (%) Escenario 2 (%) A las ventas 32,34 36,66 A las inversiones 99,42 112,69

La rentabilidad futura se estima en el cuadro 9, para el periodo 1997-2037 y adems se realiza corriendo el VAN a una tasa de descuento del 8%, en base a los siguientes escenarios: a. Escenario I: Inversin alta, costo de produccin alta, precio de venta de gas neto de transporte

$us 3,7 y regalas mas impuestos del 50%. b. Escenario II: Inversin eficiente calculada, costos de produccin eficientes calculados, precio de

venta de gas neto de transporte $us 3,7 y regalas mas impuestos de 50%. c. Escenario III: Inversin eficiente calculada, costos de produccin eficientes calculados, precio

de venta de gas neto de transporte $us 5 y regalas mas impuestos de 82% desde el inicio.

56

800

0

237

56120

95

667

485359

0

540

253

800

969

276

653

0

200

400

600

800

1.000

1.200

MM

$us

Reportados

Ajustados



d. Escenario III: Inversin eficiente calculada, costos de produccin eficientes calculados, precio de venta de gas neto de transporte $us 5 y regalas mas impuestos de 82% de forma escalonada.

Cuadro 9. RENTABILIDAD FUTURA SAN ALBERTO

La Renta Petrolera (Government Take) estimada para del campo San Alberto se establece en el concepto Total Impuestos y Regalas. Los montos sealados para los cuatro escenarios varan de MMM$us 7,02 (escenario 1), MMM$us 7,07 (escenario 2), MMM$us 13,14 (escenario 3), y MMM$us 13,02 (escenario 4). (Cuadro 9). Campo Sbalo La rentabilidad histrica estimada para el campo Sbalo se ha estimado con los siguientes indicadores y criterios: a) TIR Renta Petrolera: 47,44% (Rentabilidad del Campo sin tomar en cuenta la carga impositiva

relacionada). b) TIR Flujo Financiero A: 31,48% (Rentabilidad que toma en cuenta la carga impositiva directa, es

decir IDH y Regalas). c) TIR Flujo Financiero B: 16,04% (Rentabilidad que toma en cuenta la carga impositiva directa

Regalas e IDH- y calculada IUE, Surtax y posicin neta de IVA).

CONCEPTOCASO I MM$US.

CASO II MM$US.

CASO III MM$US.

CASO IV MM$US.

Inversiones totales 348,83 289,90 288,90 289,90

Ingresos totales 11.722,92 11.722,92 15.482,31 15.482,31Menos:costos de producion 1.193,59 992,02 992,02 992,02Regalias e impuestos 5.861,46 5.861,46 12.695,50 12.531,47UTILIDAD ANTES DE IMPUESTOS 4.667,87 4.869,44 1.794,80 1.958,82Menos:I.U.E. 25% 1.166,97 1.217,36 448,70 489,71UTILIDAD DESPUES DE IMPUESTOS 3.500,90 3.652,08 1.346,10 1.469,12

Rentabilidad a las ventas 30% 31% 9% 9%

Tasa intena de retorno TIR 40% 44% 25% 32%

Flujo neto de fondos 4.175,30 4.160,13 1.854,15 1.977,17

Valor actual de los fonfos netos 1.636,35 1.591,04 776,68 881,20

Valor actual neto VAN 1.287,52 1.301,14 486,78 591,30

Aos p/recuperar la inversin 4 4 6 4

Total Impuestos y regalias 7.028,43 7.078,82 13.144,20 13.021,18% Respecto a los ingresos totales 59,95% 60,38% 84,90% 84,10%

ESTADO DE RESULTADO PROYECTADOS A 40 AOS



La rentabilidad futura, para el periodo 2007-2019, se ha estimado a travs del VAN (a diferentes tasas de descuento) de la Renta Petrolera, en diferentes escenarios y con base en la produccin y lreservas estimadas, y, observa las incertidumbres naturales de esta industria, sobre todo con los escenarios futuros en especial en relacin a las estimaciones de produccin, de CAPEX, de OPEX, de precios y de niveles de carga impositiva. Los resultados son los siguientes:

Cuadro 10. RENTABILIDAD FUTURA SABALO

ESCENARIO DE PRODUCCION

TASA DE ACTUALIZACIN

APLICADA

VALOR ACTUAL NETO de la Renta Petrolera

(MM$US) 0% 12.964

15% 5.250 BASE

20% 4.211

0% 17.899

15% 6.700 MAXIMA

20% 5.230

La Renta Petrolera estimada para el campo Sbalo se encuentra entre MMM$us 11,51 en el escenario BASE, y MMM$us 16,02 en el escenario MAXIMO. b. PLUSPETROL La rentabilidad histrica para la empresa Pluspetrol se ha estimado a travs de los siguientes indicadores:

Cuadro 11. RENTABILIDAD HISTORICA PLUSPETROL

Rentabilidad 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

TIR (%) -119,8 -151,7 -179,6 -13,7 -373,1 -84,6 -197,5 -156,3 -566,2 9,1 Utilid. Neta (MM$us) -3,4 -9,7 -45,9 -0,5 -11 -2,8 -11 -6 -16,2 3,8

La rentabilidad futura se presenta en los cuadros 12, 13 y 14 en base a los principales campos operados por la empresa Pluspetrol y los siguientes criterios: a) Inversiones en pozos, ampliaciones en la planta de gas y lneas de flujo bsicamente. b) Precios de proyeccin para el petrleo y gas utilizando el valor actual del petrleo WTI y del

Gas Natural con ajustes de precios segn una proyeccin semilog para cada serie de precios. c) Tasas de impuestos a la produccin por regalas (32%) e IDH (18%) as como el impuesto a las

utilidades de empresas (IUE) vigentes. Los Escenarios diseados son los siguientes:



a) Escenario 1.Campo Tacobo (inversin adicional de MM$us 4).

Cuadro 12. CAMPO TACOBO INVERSION ADICIONAL MM$us 4

VPN Tasa de Descuento VPN MM$us VPN 7,0 68,9 VPN 8,5 66,8 VPN 10,0 60,4 VPN 11,5 56,5

b) Escenario 2. Campo Tacobo (inversin adicional MM$us 24).



c) Escenario 3. Campo Tajibo (Inversin adicional MM$us 15).



c. BG BOLIVIA La rentabilidad histrica ha sido estimada frente a diferentes tasas de descuento, con los siguientes resultados:

Cuadro 15. RENTABILIDAD HISTORICA BG

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 -34,01 2 7,00 -33,50 3 9,00 -32,81 4 10,75 -32,12 5 12,75 -31,24 6 15,00 -30,19 7 16,00 -29,71 8 18,00 -28,77 9 20,00 -27,77 10 50,00 -16,01

La rentabilidad futura se establece sobre los siguientes supuestos:



La empresa vende gas natural y lquidos respectivamente. Para el precio del gas natural se ha considerado un precio de alrededor de $us/Mpc 4,78 ( $us 5 el milln de BTU en frontera) y para los lquidos se ha tomado el valor de la gasolina o condensado de$us/Bls 27,1. Estos valores son los que presentan en su informacin del requerimiento especial y pueden representan una buena aproximacin a los valores futuros que percibir la empresa. a) Las series de informacin de Plan Estratgico de BGB, son ajustados para hacer algunos

anlisis de sensibilidad b) La demanda presentada corresponde al contrato de exportacin GSA, y representa mas del

65% de la demanda total para BGB, Contratos interrumpibles con COMGAS, as como mayores volmenes de mercado nuevo CONGAS a partir del ao 2011. La suma de estos contratos genera la demanda total que llega a su nivel mximo con 61 MMPCD hasta el ao 2011, despus de ese periodo la demanda se reduce a niveles de 20 MMPC/D y despus a volmenes menores.

A partir de las premisas mencionadas la rentabilidad futura estimada para BGB es la siguiente:

Cuadro 16. RENTABILIDAD FUTURA BG

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$US 1 5,00 4,22 2 7,00 2,34 3 9,00 0,93 4 10,75 0,00 5 12,75 -0,81 6 15,00 -1,42 7 16,00 -1,72 8 18,00 -2,09 9 20,00 -2,36 10 50,00 -2,73

d. REPSOL- MARGARITA La estimacin de la rentabilidad histrica del campo Margarita tiene las siguientes consideraciones:

a) La TIR de la Renta Petrolera no se puede obtener por la comercializacin del campo que se inicio en enero del 2005, siendo los dems aos inversiones y gastos.

b) La TIR del Flujo Financiero A, toma en cuenta la carga impositiva directa (Regalas e IDH), de acuerdo a los resultados obtenidos en el flujo de caja, la tasa interna de retorno no puede ser obtenida debido a que los saldos de caja obtenidos durante la ejecucin de la inversin han sido negativos en la mayora de las gestiones.

c) La TIR del Flujo Financiero B, toma en cuenta la carga impositiva directa (Regalas e IDH) y calculada (IUE, Surtax), de acuerdo a los resultados obtenidos en el flujo de caja, la tasa interna de retorno no puede ser obtenida debido a que los saldos de caja obtenidos durante la ejecucin de la inversin han sido negativos en la mayora de las gestiones.



La rentabilidad futura del campo Margarita se ha estimado en base al siguiente escenario, y presenta los siguientes resultados:

Cuadro 17. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO MARGARITA-REPSOL

Escenario de produccin

Tasa de actualizacin

aplicada

Valor Actual Neto En base al flujo de Renta Petrolera

(MM$us) 0% 12.007

15% 4.166

Base 20% 3.152

La Renta Petrolera del campo Margarita, para el escenario BASE es de MMM$us 11,83. e. ANDINA La rentabilidad histrica estimada para cada campo de la empresa Andina fue estimada mediante el VAN y la utilidad absoluta. Esta debe leerse como el resultado sin ajuste frente a una tasa de descuento. El resultado es el siguiente:

Cuadro 18. RENTABILIDAD HISTORICA ANDINA

CAMPOS VAN (8%) MM$us UTILIDAD ABSOLUTA MM$us Arroyo Negro -7,62 -7,79 Camiri -0,05 -10,22 Cascabel -0,39 -0,47 Guairuy 1,05 0,41 La Pea - Tundy -5,00 8,84 Los Sauces 6,98 14,76 Ro Grande 28,50 100,40 Sirari 15,29 19,36 Vbora -9,74 16,98 Yapacani -32,81 -22,51

TOTAL -3,79 119,76

La rentabilidad futura, estimada para el periodo 2007-2016, en base a las reservas reportadas de cada campo de Andina, en diferentes escenarios de inversin, y la utilidad absoluta para los tres escenarios de inversin es la siguiente:

Cuadro 19. RENTABILIDAD FUTURA ANDINA

CAMPOS (VAN 8%)

Inversin 0% MM$us

Inversin 10% MM$us

Inversin 20% MM$us

Utilidad Absoluta MM$us

Arroyo Negro -2,51 -3,36 -4,21 -13,07 Camiri -3,21 -3,21 -3,21 -12,69 Cascabel - -0,01 -0,02 - Guairuy 0,24 0,23 0,22 -0,85 La Pea - Tundy 1,18 -2,58 -6,34 -4,81 Los Sauces 1,73 1,39 1,05 1,59



Ro Grande 75,26 67,50 59,74 60,54 Sirari -7,99 -9,44 -10,90 -22,91 Vbora 20,92 15,02 9,12 -10,85 Yapacani -19,11 -21,40 -23,69 -44,09

TOTAL 66,51 44,14 21,76 47,41 f. CHACO La rentabilidad histrica estimada para cada campo de la empresa Chaco fue estimada mediante el VAN y la utilidad absoluta. Esta debe entenderse como el resultado sin ajuste frente a una tasa de descuento. El resultado es el siguiente:

Cuadro 20. RENTABILIDAD HISTORICA CHACO

CAMPOS VAN (8%) MM$us UTILIDAD ABSOLUTA MM$us Bulo Bulo 29,16 95,75 Carrasco 34,84 41,92 Chimore 1 -4,69 37,80 Humberto Surez Roca -4,83 -12,14 Los Cusis 3,63 9,98 Montecristo -0,32 -3,44 Patujusal 15,71 28,78 San Roque 5,40 -0,70 Vuelta Grande 75,30 94,40 TOTAL 154,2 292,35

La rentabilidad futura, estimada para el periodo 2007-2016, en base a las reservas reportadas de cada campo de Chaco, en diferentes escenarios de inversin, y la utilidad absoluta para los tres escenarios de inversin es la siguiente:

Cuadro 21. RENTABILIDAD FUTURA CHACO

CAMPOS (VAN 8%)

Inversin 10% MM$us

Inversin 20% MM$us

Inversin 50% MM$us

Utilidad Absoluta MM$us

Bulo Bulo 81,48 75,05 55,75 60,63 Carrasco 9,68 6,08 -4,75 2,73 Chimore 1 32,53 29,60 20,80 23,67 Humberto Surez Roca - - - - Los Cusis 3,56 1,17 -6,00 -0,03 Montecristo - - - - Patujusal 6,67 2,98 -8,08 -8,10 San Roque 2,29 1,89 0,67 -0,05 Vuelta Grande 85,17 83,89 80,02 78,71 TOTAL 221,38 200,66 138,41 157,56

g. VINTAGE La rentabilidad histrica no fue estimada por la auditora. La rentabilidad futura de los campos de Vintage Petroleum se realiz sobre las siguientes premisas:



a) Escenario 1 (Conservador):

1. Los ingresos generados estn representados por los mercados en firme existentes actualmente (GSA Brasil, Emdigas y Gas & Electricidad).

2. Todos los contratos de VPB finalizan en la gestin 2009. 3. La proporcin de ventas de petrleo respecto del gas producido (YELD) se mantiene

invariable desde 2005. 4. Los precios de venta a los mercados interno y externo estn dados por los contratos

firmados. 5. La proporcin de gastos operativos se mantiene constante respecto de la gestin 2005.

b) Escenario 2 (Prudente): Excepto el punto 2 del Escenario 1, forman parte los otros puntos

mencionados y se incluyen adicionalmente: 1. A partir de la gestin 2007 se asignan volmenes para exportacin a la Argentina en la

misma proporcin en que se participa en el GSA Brasil (aproximadamente 2,5%). La misma proporcin se utiliza para la distribucin de los volmenes por campo.

2. La produccin de los campos se encuentra en funcin del mercado, tomando en cuenta la produccin mxima proyectada de acuerdo con los informes tcnicos.

c) Escenario 3 (Agresivo): Excepto el punto 2 del Escenario 1, forman parte los otros puntos

mencionados y se incluyen adicionalmente: 1. Los ingresos generados estn representados por la produccin mxima esperada para

todos los campos operador por Vintage. Supone la capacidad de generar mercados para todos los volmenes producidos.

La rentabilidad futura fue estimada para los aos 2007 al 2009 en el escenario 1 y del 2007 al 2026 para los escenarios 2 y 3, en los campos de Vintage Petroleum que presenta los siguientes resultados:

Cuadro 22. RENTABILIDAD FUTURA VINTAGE

CAMPOS (VAN 10%)

Escenario 1 MM$us

Escenario 2 MM$us

Escenario 3 MM$us

Chaco Sur -5,53 -5,18 1,19 Naranjillos -9,21 86,05 82,90 upuco -10,48 -10,49 -11,34 Porvenir -0,005 -0,005 -0,005 GLOBAL -25,30 70,39 72,70 TIR GLOBAL (%) N/A 28,55 27,65



TOTAL La rentabilidad histrica no ha sido estimada por la auditoria por que los campos Itau e Incahuasi no se encuentran en produccin. La rentabilidad futura de los campos se estima asumiendo las siguientes premisas: a) Se asume un esquema de explotacin para ambos campos, estimando montos de inversin,

produccin, costos operativos e impuestos. Con estas variables, se determin la posible rentabilidad de ambos campos mediante el mtodo estadstico de Monte Carlo.

b) El precio de referencia es $us. 5 el MBTU. La rentabilidad futura presenta los siguientes resultados:

Cuadro 23. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO ITAU-TOTAL

Regalas + Parmetros Econmicos de Empresa Utilidades no descontadas, MMM$

Impuestos TIR RUI @ 10% VAN, MMM$ TDP, aos Empresa Estado % Estado

82.0% Negativo -1.08 -0.21 No se paga 0.00 0.00 0.0%

65.0% 1.9% -0.50 -0.10 25.0 0.00 3.10 100.0%

50.0% 8.4% -0.14 -0.03 19.1 0.53 2.66 83.2%

44.3% 10.0% 0.00 0.00 18.0 0.72 2.48 77.4%

30.0% 13.1% 0.33 0.07 17.1 1.20 2.03 62.9%

18.0% 15.2% 0.61 0.12 16.4 1.60 1.63 50.4%

Cuadro 24. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO INCAHUASI-TOTAL

Regalias + Parametros Economicos de Empresa Utilidades no descontadas, MMM$ Impuestos TIR RUI @ 10% VAN, MMM$ TDP, aos Empresa Estado % Estado

82.0 Negativo -0.86 -0.09 No se paga 0 0 0.0%

70.0 1.2% -0.46 -0.05 24.7 -0.03 2.58 101.0%

54.5 10.0% 0 0 20.6 0.3 2.25 86.4%

40.0 14.9% 0.44 0.05 19.3 0.72 1.88 72.5%

30.0 17.3% 0.74 0.08 18.8 0.96 1.63 62.9%

18.0 19.7% 1.1 0.11 18.5 1.28 1.32 50.8%

h. PETROBRAS ENERGIA La rentabilidad histrica ha sido estimada frente a diferentes tasas de descuento. Los resultados son los siguientes:



Cuadro 25. RENTABILIDAD HISTORICA CAMPO COLPA/CARANDA-PESA

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 -1.34 2 7,00 -3,22 3 9,00 -4,37 4 10,75 -4,96 5 12,75 -5,31 6 15,00 -5,44 7 16,00 -5,45 8 18,00 -5,36 9 20,00 -5,21 10 50,00 -2,67

La rentabilidad futura se establece sobre los siguientes supuestos: a. La empresa vende gas natural y liquidos respectivamente. Para el precio de gas natural se ha

considerado un precio de $us 5 el millon de BTU en frontera y para los liquidos se ha tomado el valor de la gasolina en $us 169 el m3 de liquidos.

b. El costo de transporte del gas natural es de $us 0,41 el mpc en mercado interno y 2,4. El costo de transporte del gas natural es de $us 0,41 el mpc en mercado interno y 2,48 el mpc en mercado externo.

c. La produccin se incrementa desde 2007 hasta 2009 y a partir de ese momento se produce una disminucin hasta 2015 y la declinacin se hace permanente hasta 2029. La produccin aumenta de 2007 hasta 2010 y luego comienza una disminucin hasta el 2029.

A partir de las premisas mencionadas la rentabilidad futura estimada para Petrobrs Energa es la siguiente:

Cuadro 26. RENTABILIDAD FUTURA CAMPO COLPA/CARANDA-PESA

Escenarios Tasa de descuento (%) VAN MM$us 1 5,00 9,96 2 7,00 5,40 3 9,00 2,12 4 10,75 0,00 5 12,75 -1,79 6 15,00 -3,09 7 16,00 -3,72 8 18,00 -4,50 9 20,00 -5,07 10 50,00 -5,94

i. TRANSREDES La rentabilidad histrica de Transredes ha sido estimada a 14,87% de tasa de retorno aprobada por la Superintendencia de Hidrocarburos. Los principales indicadores son VAN, TIR y porcentaje de amortizacin actualizada.



La rentabilidad tiene dos escenarios. Estos son los siguientes: a) Escenario 1. Inversiones reportadas por Transredes sin ajustes. De igual forma no se contabiliza

la Cuenta Diferida reconocida por el ente regulador.

Cuadro 27. RENTABILIDAD HISTORICA TRANSREDES ESCENARIO 1 Flujo de CajaCONSOLIDADO

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Flujo de Caja Neto -53.651.052 1.088.780 -15.606.213 -45.431.090 -26.723.625 19.754.981 -6.832.245 6.345.881 -14.439.884 5.534.563Flujo Acumulado -52.562.271 -68.168.484 -113.599.574 -140.323.199 -120.568.218 -127.400.463 -121.054.582 -135.494.466 -129.959.903Flujo de Caja Descontado -53.651.052 -52.703.215 -64.530.479 -94.503.691 -109.852.295 -99.974.875 -102.948.757 -100.544.142 -105.307.473 -103.718.108

VAN -103.718.108TIR -57,73%

Flujo de Caja Neto -53.651.052 -60.540.183 -85.148.721 -143.241.425 -191.265.050 -199.951.183 -236.516.168 -265.340.242 -319.236.220 -361.172.083-61.628.963 -69.542.508 -97.810.336 -164.541.425 -219.706.163 -229.683.924 -271.686.123 -304.796.336 -366.706.646 -414.878.371

-414.878.371

Valor Actualizado Inversion Inicial 871.330.948 Amortizacion Actualizada 52% b) Escenario 2. Inversiones reportadas por Transredes con ajustes de MM$us 95,2. De igual forma

no se contabiliza la Cuenta Diferida reconocida por el ente regulador.

Cuadro 28. RENTABILIDAD HISTORICA TRANSREDES ESCENARIO 2 Flujo de CajaCONSOLIDADO

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Flujo de Caja Neto -53.651.052 2.405.934 -12.734.071 -31.261.267 -26.723.625 61.682.519 -5.173.537 11.804.378 -14.439.884 33.328.274Flujo Acumulado -51.245.117 -63.979.188 -95.240.455 -121.964.080 -60.281.561 -65.455.098 -53.650.720 -68.090.604 -34.762.330Flujo de Caja Descontado -53.651.052 -51.556.567 -61.207.161 -81.831.816 -97.180.421 -66.339.382 -68.591.275 -64.118.297 -68.881.628 -59.310.718

VAN -59.310.718TIR -7,28%

Flujo de Caja Neto -53.651.052 -59.223.029 -80.763.564 -124.034.373 -169.201.909 -132.679.714 -157.582.724 -169.210.897 -208.812.442 -206.534.578-61.628.963 -68.029.493 -92.773.106 -142.478.284 -194.362.233 -152.409.187 -181.015.275 -194.372.558 -239.862.852 -237.246.270

-237.246.270

Valor Actualizado Inversion Inicial 871.330.948 Amortizacion Actualizada 73%



III. RESULTADOS TECNICOS 1. RESERVAS Las reservas probadas determinadas por De Golyer Mac Nauthon al primero de enero del 2005 era de 26.748109 MMPC de gas y 465.225 MBbls de lquido, sin considerar los campos en retencin y otros campos que se encontraban en reservas. En base a los clculos de las auditorias las reservas variaron al mes de abril del 2006, en aproximadamente en un 26% con respecto a la reservas probadas recuperables como se pude observar en el cuadro 29.

Cuadro 29. RESERVAS PROBADAS Y PROBABLES

La reserva remanente probada fue de 19,37 TCF de gas y de 374.837 Millones de barriles de liquido con una reserva remanente posible de 13,4 TCF de Gas y 405.486 Millones de barriles de liquido, el anlisis de reservas por operadora y campos es como sigue: a. PETROBRAS BOLIVIA Campo San Alberto Produce de 3 reservorios: Icla, Huamampampa y Santa Rosa, siendo el principal reservorio Huamampampa por su alto potencial y alta reserva, en los tres reservorios se analiz las reservas mediante el mtodo de balance de materiales, revelando un comportamiento tpico de un reservorio volumtrico, sin mostrar un empuje del acufero debido a que todava no ha producido el 10% de sus reservas. La produccin de los pozos tiene distintos niveles. En este campo se cerr el pozo SAL-13 a la produccin en el nivel de Santa Rosa, debido al alto corte de agua, con la cual tenemos nuestra reduccin en el factor de recuperacin las cuales han afectado en un 36% del volumen. La cada de las reservas recuperables se debe principalmente:



1. La empresa certificadora determin el factor de recuperacin en base al anlisis de fluido lo

cual se recomienda para reservorio volumtrico. 2. No se consider la entrada de agua en los distintos niveles, ya que estos afectan los factores

de recuperacin los mismos que han sido determinado por anlisis nodal tomando en cuenta que cada pozo produce de 2 o mas niveles.

Cuadro 30. ANALISIS DE RESERVAS SAN ALBERTO Y SABALO

Campo Sbalo Este campo Produce de los siguientes niveles productores: Icla, Huamampampa, y Santa Rosa, siendo el principal nivel productor el reservorio Huamampampa, en este campo existe una reduccin de su reserva de un 30% debido a las misma causales explicada en el campo San Alberto, en este campo en el estudio de modelaje del 2003 presentado por PETROBRAS muestra un cambio de fase o contacto de agua en el reservorio Icla demostrando que existe un empuje de agua, ya que antes no se conoca ningn contacto o LKG en este campo. Por otro lado hay una reduccin de volumen In-Situ debido a la perforacin del SBL-5 la cual cayo bajo estructuralmente delimitando el rea del reservorio. El balance de Materiales para este campo y la determinacin del factor de recuperacin fueron realizados por el Ministerio de Hidrocarburo ya que la empresa Delta Cnsul nunca corrigi las observaciones de sus clculos b. TOTAL BOLIVIA Al igual que los otros megos campos este campo tiene los mismos niveles productores, como se muestra en el cuadro 31 el decremento de reservas fue de 58 % en el reservorio principal. Uno de los puntos principal es la unitizacin de los campos ITAU y San Alberto debido a la directa comunicacin entre ambos reservorios ya que la cada de presin en ambos campos son similares



los cuales son: 600 psi, para el campo Itau sin tener produccin alguna, y el campo San Alberto tubo una cada de presin de 764 psi. En este campo se deber desarrollar un solo modelo geolgico para poder optimizar la produccin, teniendo un mayor beneficio para el pas. La determinacin de reserva se la hizo en forma estadstica por no contar con una gran informacin de datos ni de presin ya que este campo tiene 3 pozos, de los cuales 2 dos se encuentra cerrado en reserva y el tercer pozo esta cerrado debido a que el nivel de importancia es acufero. El campo Incahuasi es necesario desarrollar para incrementar su reserva de delimitar el campo.

Cuadro 31. ANALISIS DE RESERVAS TOTAL BOLIVIA

c. REPSOL Esta empresa actualmente administra los campos Margarita, Monteagudo, Paloma, Surubi, Surubi Nor-Oeste, Cambeiti e Itatique, siendo el de mayor potencial el campo Margarita. Campo Margarita En este campo se realiz un anlisis volumtrico por reservorio debido a que el balance de materiales no es representativo, solamente se tiene un volumen acumulado de produccin del 6% lo cual no es confiable aun para la determinacin de reserva ya que la energa predominante es por expansin de fluido, y no se manifiesta ningn comportamiento adicional, en este campo se analizo los datos obtenidos volumetricamente y con balance de materiales. Debido a su poca produccin acumulada y la no manifestacin de un avance del contacto de agua se mantuvo el factor de recuperacin determinada por propiedades de fluido presentada por la empresa certificadora los datos obtenidos de los balance los estamos presentando en el cuadro 32. En el caso del campo Margarita la empresa no cumpli con la entrega de los clculos volumtricos y los mapas solicitados.



Cuadro 32. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA

Los dems campos que administra esta empresa son: Monteagudo, Paloma, Surubi, Surubi Nor-Oeste, Cambeiti e Itatique de los cuales los campos Monteaguado, Surubi, Paloma son antiguos y disponen de una gran cantidad de informacin y en realidad en estos campos no se realizo ningn ajuste a su reservas debido a que estn en la etapa de declinacin final. Los otros campos mas nuevos disponen de simulacin matemtica, y los ltimos campos son pequeos, que no requieren de un gran estudio detallado, en el cuadro 33 mostramos el informe de reservas de estos campos adicionales.



Cuadro 33. ANALISIS DE RESERVAS DE LOS CAMPOS DE REPSOL (EXCEPTO MARGARITA)

d. ANDINA Esta es una de las empresas capitalizadas que ms increment su reservas, en un 12% en los campos principales, como ser: Ro Grande, Yapacani y Sirari realizando nuevas interpretaciones, las misma que fueron reducidas por la propia compaa en enero del 2006. Bajo estas circunstancia el anlisis de reservas se lo realiz en base a la certificaron del ao 1997 antes de la capitalizacin. Ya que estos datos son mas representativos, en el anlisis se observ que no existe diferencia representativa entro lo calculado el ao 1997 y la verificacin realizada en el ao 2006, debido a que se cuenta con informacin suficiente para estos clculos, como se puede observar en el cuadro 34.



Cuadro 34. ANALISIS DE RESERVAS CAMPO MARGARITA

e. CHACO La segunda empresa capitalizada fue chaco la cual no presenta anormalidad en sus clculos de reservas ya que la diferencia entre lo analizado y lo calculado por la empresa es mnima y no necesita de un estudio mas detallado como se puede observar en el cuadro 35.

Cuadro 35. ANALISIS DE RESERVAS CHACO



f. PLUSPETROL Esta empresa opera los campos: Bermejo, Toro, Tacobo, Huayco, Ro Seco de los cuales los mas importante son Bermejo (Huamampampa) y Tacobo Huamampampa, para esta empresa se realizaron diferentes clculos solicitados, tanto volumtrico como balance de materiales. Uno de los hechos mas importante fue la confirmacin realizada en la determinacin de reserva del campo Bermejo Reservorio Huamampamba, realizado por la UFSC, que mencionada un volumen recuperable de mayor a 400 BCF lo cual lo esta confirmando la empresa auditora determinando una reserva recuperable de 375 BCF, lo cual confirma a lo calculado. Esta compaa indica que se trata de un mega campo con niveles productores potenciales por encima del reservorio Huamampampa. Con el nuevo clculo laoperadora ha incrementado sus reservas de 53 BCF a 375 BCF. La reduccin de reservas en el campo Tacobo se debe a la reinterpretacin de los espesores productores los cuales han resultado menores, ver cuadro 36.

Cuadro 36. ANALISIS DE RESERVAS PLUSPETROL

g. BG BOLIVIA El informe de reservas de gas y petrleo de los campos: Escondido, La Vertiente y Los Suris, los datos a analizar fueron proporcionados por las empresas BG y YPFB los cuales fueron analizados y estudiados validando las determinaciones de los volmenes In-Situ, el anlisis de fluido han sido validados con el programa de fluidos llamados PVT Hainengineering. En los campos Escondido, La Vertiente y Los Suris se realizaron el muestreo de 6 reservorio procediendo a realizarse el anlisis de balance de materiales dndonos resultados similares ya que estos campos cuentan con mucha historia de produccin y los datos necesario para recalcular su volumen tambin estos campos cuentan con estudios de simulacin mas detallados con lo cual la probabilidad de error en los calculo disminuye considerablemente. Los resultados de los clculos obtenido y la validacin realizadas se presentan en el cuadro 37.



Cuadro 37. ANALISIS DE RESERVAS BG BOLIVIA

h. PETROBRAS ENERGIA Petrobrs Energa SA opera los campos de Colpa y Caranda. El estudio realizado esta basado en datos tcnicos proporcionados por la empresa, y el anlisis tcnico de los profesionales. En estos campos se disponen de datos suficientes para cualquier estudio de determinacin de reservas ya que se encuentran en su fase final de agotamiento y los datos obtenidos de reservas por las auditoras difieren muy poco con respecto a la certificadora debido a la cantidad de datos disponibles.



Cuadro 38. ANALISIS DE RESERVAS PETROBRAS ENERGIA

i. VINTAGE Esta compaa administra los campos: Naranjillos, upuco, Chaco sur los cuales son los tres importante ya que el campo porvenir se encuentra cerrado para ser abandonado debido al agotamiento de sus reservas, no se realiz balance de materiales en ninguno de los tres campos debido a que la informacin obtenida de los levantamientos de presin de los ltimos 6 aos no son representativos, debido a problemas tcnicos en la programacin de prueba de la empresa operadora. Por lo tanto, la validacin de las reservas se realiz mediante el mtodo volumtrico validando los espesores productores y las reas de los mismos.

Cuadro 39. ANALISIS DE RESERVAS VINTAGE



2. EXPLORACION Y EXPLOTACIN a. PETROBRAS BOLIVIA SA Campo San Alberto Se encuentra ubicado en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija en la Serrana de San Antonio, en el mbito geolgico del Subandino Sur. Es importante mencionar que la estructura de San Alberto corresponde a un lineamiento que se extiende desde la Republica Argentina, con los campos de Ramos, Agua Blanca y Macueta y se prolonga hacia el norte en el campo Ita. YPFB en 1966 perforo el primer pozo, el SAL-X1. En 1989 YPFB valindose de esta informacin, perforo el pozo profundo SAL-X9, alcanzando la formacin Huamampampa a 4.518,5 metros de profundidad y penetr 199 metros en la formacin Huamampampa. Las pruebas de produccin confirmaron el descubrimiento de un gran yacimiento de gasfero, mostrando adems buena correlacin con el pozo MACUETA-1001, perforado por YPF de Argentina. El pozo SAL-X9, permiti realizar una mejor valorizacin de las reservas de la estructura. Exploracin Petrobrs inici la exploracin en el Bloque San Alberto en la Fase-1, el 10 de octubre de 1996, en una rea de 19,31 parcelas, que se redujo a 12,60 parcelas para exploracin en el Fase 4 de exploracin concluida el 9 de octubre de 2006. Petrobras realiz dos campaas de adquisicin ssmica-2D: una en 1997 por intermedio de los servicios de UGA SA, levantando 208.74 km distribuidos en siete lneas, a un costo de $us 3.453.061; la segunda adquisicin fue en 1999, mediante la compaa Veritas DGC LAND INC, registrando 108 km en cinco lneas a un costo de MM$us 2,79, es decir, solo la adquisicin de 317,29 km tiene un costo de MM$us 5,75 que incluyendo los gastos de proceso y reprocesos especiales, asciende a MM$us 6,53 (a razn de 20.609 $us/km). En el bloque San Alberto se realizaron tres levantamientos geolgicos entre los aos 1997 y 1999, realizados especialmente a lo largo de las lneas ssmicas y algunos trabajos de geologa de detalle. Tambin se realiz 4 pozos exploratorios, certificados como Utes en YPFB, tres de ellos en el campo San Alberto (SAL-X10, SAL-X11 y SAL-X12) y otro en la parte oriental del bloque, denominado pozo de La Ceiba-X1 que alcanzo los 940 metros de profundidad. Las unidades de trabajo exploratorio comprometidas para las cuatro fases es de 4.322,93, pero la operadora realizo 8.052,06 Utes por concepto de ssmica-2D y pozos exploratorios, quedando un saldo a favor de PEB de 3.880,17 UTE.



Es conveniente aclarar que el pozo La Ceiba se encuentra dentro del rea de exploracin, por tanto las unidades de trabajo no deben ser consideradas en la presente auditoria. En consecuencia el saldo efectivo final es de 3645.17 UTE. Petrobras realiza la aclaratoria de comercialidad del los reservorios del campo San Alberto, el 14 de enero de 1999, cumpliendo al cabo de 5 aos con la perforacin de un pozo por parcela como dispone el reglamento de devolucin y retencin de reas. El costo subtotal para exploracin es MM$us 107,08 Explotacin YPFB inici la produccin de la arenisca Miller el ao 1967 y concluy en 1995. Luego del descubrimiento del yacimiento Huamapampa por YPFB mediante el Pozo SAL-X9 y SAL-X10, la operadora, en base a estudios ssmicos y geolgicos, realiz la perforacin de los siguientes pozos de desarrollo, especialmente para explotar los reservorios del Huamampampa, Icla y Santa Rosa: Pozo Prof. (m) Formaciones atravesadas Costo s/Auditoria SAL-13 5.220 Huamampampa.-Icla-Santa Rosa 29,1 MM$us. SAL-14 5.610 Huamampampa.-Icla-Santa Rosa 23,0 MM$us. SAL-X9 4.380-4.569 Huamampampa. (re-entry) 6,9 MM$us. El subtotal es de MM$us 182,1 y el total de la inversin es de MM$us 289,9. Petrobras inici su actividad productiva en diciembre del 2000 luego de profundizar el pozo SAL-X9, perforar el SAL-X10 y X11. Todos los pozos perforados por Petrobras son productores, 4 son de carcter exploratorio y 2 de desarrollo del campo. Existen cuatro niveles de reservorios en la Fm. Huamampampa (H-1, H-2, H-3 y H-4), tres niveles en el Icla (I-1, I-2 eI inferior y dos niveles en Santa Rosa. El pozo SAL-13 es el de mayor produccin con 99,9 millones de pies cbicos de gas por da. El total de gas natural producido en el campo fue de 427,33 MMPCD (pies cbicos por da), que incluye el gas de venta, venteo, gas combustible, gas convertido a licuables y gas quemado. El Total lquidos producidos es 10.061,69 BPD (barriles por da) que incluye 494,55 BPD de agua. Facilidades de produccin El campo San Alberto cuenta con una Planta de proceso, facilidades en boca de pozo, sistemas de recoleccin y ductos para el transporte de gas y lquidos a los sistemas troncales de exportacin y al mercado interno. La Planta San Alberto en su Fase-1, fue puesta en funcionamiento el 8 de enero de 2001, posteriormente se instal en paralelo otra planta o sea la Fase-2, con



caractersticas de diseo para adecuar la produccin de gas para cumplir los requisitos con los contratos de venta al Brasil. Esta fue construida por Petrofac LLC de USA, el traslado y ensamblaje realizado por SADE Ingeniera & Construcciones de Argentina; tiene una capacidad de proceso de 13,2 MMm3/da (466 MMpcd). La produccin actual del campo proviene de 6 pozos, las lneas de recoleccin convergen a un manifold, con capacidad de recibir la produccin de hasta 12 pozos y compuesto por dos trenes, sistema de chanchos para limpieza de ductos y control de corrosin de las caeras. La planta no llego a plenitud de su capacidad de diseo, el rendimiento inicial fue entre 40 y 50%, mejorando en el ao 2005. El gasoducto San Alberto a campo Pajoso, tiene un extensin de 26 Km y un dimetro de 24, con instalacin de puentes de medicin, lanza chanchos, indicadores de presin, temperatura y caudal registrados en la sala de control de la planta. El sistema de oleoducto de San Alberto a campo pajoso, tiene una extensin de 26 Km, 6,6252 , provisto de todos los sistemas de control. Campo Sbalo Se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, geolgicamente en el mbito de las sierras Subandinas, es un lineamiento estructural con direccin general Norte-Sur. El inters de exploracin petrolera en esta zona del Subandino Sur, data de mucho tiempo atrs, cuando gelogos de la Standard Oil Company, realizaron estudios que comprendan la Serrana de San Antonio, durante los aos 1928 a 1933. Posteriormente en la dcada del 50, gelogos de YPFB y de Chaco Petroleum, inician trabajos de prospeccin geolgica en este cordn montaoso, concluyendo, que se trata de una zona con excelente trampa de tipo anticlinal, con todos los atributos para almacenar hidrocarburos en el subsuelo. YPFB realiz estudios especficos en los aos 1987 a 1989, en el bloque San Antonio y las estructuras adyacentes, delimitando los anticlinales de Cuesta Vieja, Valverde y Salvacin situados al sur del Ro Pilcomayo y, al norte del mismo define el anticlinal de Tiyaguacua. Exploracin La exploracin del bloque se inicia en la Fase-1 el 10 de octubre de 1996 y concluye en la Fase-3, el 9 de octubre de 2003. El rea original tenia una extensin de 23.75 parcelas (593.75 km2), seleccionndose 7,5 parcelas como rea de comercialidad para el campo Sbalo, rea que fue ampliada a 13,78 parcelas durante la Fase-3. El rea de exploracin fue devuelta en su integridad al finalizar esta ltima fase. Las actividades principales de la operadora, fueron la prospeccin ssmica-2D en tres periodos, 255 km en 1997, 51 km en 1999 y 229 km en 2001, realizndose en total 19 lneas ssmicas. De los 488



km de adquisicin ssmica 2d, Petrobras certific 125,75 km de lneas dentro del bloque y 153 km fuera del mismo, sumando 165 UTE. Los gastos de exploracin ssmica-2D, geologa y otros gastos suma 11,3 MM$us, por lo que, el costo promedio por kilmetro de ssmica 2D varia de 19213 a 23.100 $us. Los resultados de la adquisicin, proceso e interpretacin de la ssmica 2D, mapeo geolgico, estudios de fracturas y geoqumica fueron elocuentes, al producir perfiles y mapas de diversa ndole, que fueron el sustento para la perforacin exploratoria. Se realizaron cuatro pozos exploratorios el SBL-X1, X2, X3 y X4. El SBL-5 es considerado por la operadora como el primer pozo de desarrollo del campo, empez a perforarse el 28 de octubre de 2005, se encuentra en etapa final de evaluacin, si bien los resultados iniciales fueron negativos, pero el side track realizado hacia el oeste, encontr en mejor posicin estructural las areniscas productoras con buenas posibilidades de estar saturadas de hidrocarburos. La certificacin total por ssmica y pozos exploratorios es de 6.968,44 UTE, menos 3.411,07 UTE comprometidas para las tres fases de exploracin, queda un saldo de 3.555,37 UTE. Segn la operadora el costo por perforacin es de 123,7 MM$us, y segn la auditora considerando los ajustes es de 118,6 MM$us. La inversin comprometida y no ejecutada es de 185,5 MM$us. La aplicacin del DS N 26366, que permite la devolucin de secciones a YPFB, ocasionando que existan varias parcelas incompletas, no pudindose exigir a la operadora la perforacin de un pozo en las mismas. En total no se perforaron en 6 parcelas del campo Sbalo. La primera declaratoria de comercialidad fue el 5 de baril del 2000 para los descubrimientos en los reservorios de Huamapampa e Icla. Una segunda declaratoria de descubrimiento comercial fue el 30 de mayo de 2002 para niveles gasferos de los reservorios correspondientes a la Formacin Santa Rosa. Explotacin En el Campo Sbalo se perforaron cuatro pozos exploratorios utilizando tcnicas de perforacin modernas y equipos de gran capacidad. Los reservorios estn constituidos por areniscas cuarcititas de origen marino altamente fracturadas y separadas por niveles arcillosos. La porosidad de la matriz utilizada por D&M varia de 3,4 a 4,5% y la saturacin de agua de 17% a 21%. La presin original del reservorio Huamampampa e Icla es de 7.403 psia a -3.014,5 m.



La presin del reservorio Santa Rosa es de 7.750 psia a -4.032,4 m. A continuacin se indican los reservorios que fueron el objetivo de la perforacin en cada pozo y tambin los reservorios que estn en produccin actual: Pozo Profundidad (m) Objetivo Produccin SBL-X1 4443 Huamampampa-Icla Huam+Icla SBL-X2 5264 Huamampampa-Icla- S. Rosa Huam+Icla SBL-X3 3381 SBL-X3D 3089-4159 Huamampampa-Icla Huampam. SBL-X4 3924 SBL-X4D 3157-4260 Huamampampa-Icla Huampam. A partir del 17 de abril de 2003 entra en produccin comercial el campo Sbalo. La produccin acumulada desde noviembre de 2002 hasta junio de 2006 es la siguiente: Ao Gas en MPC Condensado en Bbl 2002 717.198 12.197 2003 51.853.553 1.468.854 2004 131.390.867 3.713.042 2005 138.942.495 3.926.335 2006 71.113.039 1.987.227 TOTAL 394.017.152 11.107.655 Facilidades de produccin Las principales facilidades que Petrobras implement en el campo Sbalo, y que fueron verificadas durante la inspeccin del campo, son las siguientes: Las facilidades de superficie en los en las planchadas de los pozos X1, X2, X3, y X4, y los equipos instalados para cada pozo son: rbol de navidad de 6 vlvulas, considerando que cada pozo tiene una produccin media de 4 MMSCMD (141 MMPCD), calentador de gas tipo indirecto, antorcha para quema de gas, Bombas de inyeccin de Inhibidor de hidratos, bombas para inhibidor de corrosin en los pozos, trampa lanzadora de Chanchos, tanques de almacenaje de inhibidores. Entre los pozos y la planta, se ha tendido cables de fibra ptica, para monitorear o controlar la operacin. Las lneas de recoleccin tienen un dimetro de 10 para los pozos SBL-X1, X2 y X3 y de 12 de dimetro para el pozo SBL- X4. La longitud total de estas lneas es de 30,8 km. El gasoducto de exportacin tiene un dimetro de 28, su presin de diseo es de 1.395 psig, con capacidad mxima de transporte de 20 MMSMCD y tiene una longitud de 19,75 km. El oleoducto para la exportacin de gasolina y condensado es de 8 de dimetro, su presin de diseo es de 1.100 psig, la capacidad de transporte es de 18.000 BPD y tiene una longitud de 25,44 km.



Aproximadamente a 7 km de la planta, los ductos de exportacin atraviesan la Serrana Aguarague por medio de un tnel de 2,1 km. de largo y un dimetro suficiente para permitir la inspeccin en vehculo. A 17 km de la planta en las cercanas del camino Villam

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