Durante los próximos seis años, el Gobierno deberá gastar 2.584 millones de dólares para importar líquidos de los hidrocarburos (gasolina, diésel y gas licuado de petróleo, GLP) si no concluye dos refinerías, dos plantas gasíferas y la ampliación del transporte, una inversión de al menos 1.413 millones de dólares. El país podría además comprar por primera vez del exterior petróleo crudo.
Así lo revela el Plan Quinquenal de inversiones 2010-2026 elaborado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), al que tuvo acceso La Prensa.
Este documento, que delinea la estrategia que YPFB asumirá en los próximos 15 años ante la demanda creciente de gas natural y líquidos derivados del petróleo y la falta de oferta, fue entregado por el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB al presidente Evo Morales para su aprobación.
La proyección incluye a las siete subsidiarias de Yacimientos: Chaco, Andina, YPFB-Transporte, la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLHB), YPFB Refinación, Gas Trans Boliviano y YPFB-Aviación.
Perspectivas para el sector
Según el plan, las perspectivas para el periodo 2009-2015 establecen que con un precio referencial de entre 60 y 85 dólares por barril de petróleo (precio del Golfo) se requerirán para la importación de diésel 1.589,9 millones de dólares.
Para la compra de la gasolina y el GLP se estima que hasta 2012 se deberán presupuestar entre 40,4 millones y 53,5 millones de dólares, respectivamente.
YPFB calcula que desde 2013 se dispondrá de combustibles incluso para exportar, pero sólo después de la importación de petróleo crudo para procesarlo en refinerías.
Entre los tres productos se necesitarán 1.683,8 millones de dólares sólo para pagar el precio de mercado, a esto hay que añadir 900,4 millones de dólares por el transporte, almacenamiento y cargos logísticos.
Datos de YPFB muestran que a la fecha la demanda de diésel es de 23.600 barriles por día (bpd), pero la oferta es de 11.200 barriles: un déficit del 53 por ciento.
Hasta 2014 el consumo subirá a 31.200 bpd y la oferta crecerá a 20.700 bpd: la escasez será del 34 por ciento. En 2015 la demanda será de 33.500 bpd.
Gasolina y GLP
La situación de la gasolina mantiene un déficit de 1 por ciento entre demanda y oferta: la producción llega a 15.400 bpd, mientras que el combustible disponible es de 15.200 bpd.
La tendencia se mantendrá hasta 2013, con una demanda creciente de 18.900 bpd y la producción será de 18.100 bpd.
Con las dos refinerías existentes (Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell), la oferta máxima de gasolina llegará a 30.000 bpd en 2016, pero el consumo será mayor que 40.000 bpd, es decir que se presentará un déficit de 10.000 bpd.
Este año YPFB comenzó a importar 60.000 toneladas de GLP de Argentina, porque el requerimiento supera la oferta en 14 por ciento.
Se dispone de 1.031 toneladas métricas día (tmd) mientras que la oferta es de 890 tmd. La producción en las refinerías y plantas existentes es lineal hasta 2019, pero ese año empieza a descender por la baja en la entrega.
Contrariamente, la demanda subirá a 1.130 tmd en 2011, luego a 1.252 tmd en 2014, y un año después llegará a 1.295 tmd.
El plan de YPFB, no obstante, establece que “el efecto neto (costo) considerando el gasto por concepto de subvención para el Tesoro General de la Nación (TGN), el costo para YPFB (…) y los ingresos por exportación (recon, gasolinas y GLP) hacen un total de 975 millones de dólares”.
Es decir, Yacimientos proyecta contar con ingresos de 3.558,9 millones de dólares por la venta al exterior de crudo reconstituido (recon), gasolina y gas licuado de petróleo.
Este monto servirá para cubrir la subvención del TGN y generar un ingreso de 975 millones de dólares.
Según el diagnóstico que hace la estatal petrolera, primero habrá una declinación en la producción de hidrocarburos líquidos; segundo, un crecimiento constante de la demanda de los energéticos y, tercero, por los dos puntos anteriores se prevé un déficit creciente de la oferta de hidrocarburos líquidos (fundamentalmente diésel).
El único producto que queda garantizado en la estrategia es el jet fuel, para la aviación.
Las acciones inmediatas propuestas por YPFB son continuar con la importación de los productos deficitarios, optimizar y ampliar las actuales refinerías (2009-2014) que incrementen la actual carga de crudo en un 73 por ciento, operar las plantas de GLP en Río Grande el año 2011 y Gran Chaco en Madrejones en 2013 y ampliar la capacidad de transporte de líquidos en el sur.
Inversiones
Para cumplir estas medidas, YPFB propone dos planes: un plan A consistente en una nueva refinería que entraría en funcionamiento en tres módulos, los años 2015, 2030, 2024. En estos tres periodos la producción subirá de 40.000 bpd a 80.000 bpd y luego a 110.000 bpd.
La inversión requerida en este proyecto es de 1.397 millones de dólares.
Pero también se requerirá petróleo para procesar que se obtendrá de la importación de 14,6 millones de bpd a un costo de 674,5 millones de dólares. Esta necesidad se da porque la extracción de crudo en el país irá en descenso (ver infografía). El analista en materia de hidrocarburos Hugo Del Granado explicó que, por primera vez, Bolivia tendrá que importar crudo, gasto que no es razonable si el producto servirá para procesar y exportar. “Lo que tienen que hacer es invertir en exploración para encontrar más crudo, ésa es la alternativa”.
Por exportación se gastarán 2.851,1 millones de dólares y se tendrá un ingreso de 4.401,4 millones de dólares, y por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD), 226,5 millones de dólares. Esta perspectiva generará un saldo positivo de 1.777 millones de dólares.
El plan B toma en cuenta la construcción de una nueva refinería, con una inversión de 1.119 millones de dólares, pero con una producción que comenzará en 2017, 2021 y 2024.
Además, YPFB ha tomado en consideración la puesta en marcha de la planta GTL (Gas To Liquid) en 2015, con una inversión de 500 millones de dólares.
De esta manera la producción de líquidos aumentará de 30.000 bpd en 2017, a 60.000 bpd cuatro años después, y tres años más tarde a 90.000. En concreto, se dispondrá de 30.000 barriles menos que con el plan A.
El costo de la importación se reduce a 2.175 millones de dólares, pero no se presupuesta la compra del crudo que se habrá de procesar, sin embargo también el país retoma la exportación de gasolina y GLP, que genera un ingreso de 1.601 millones de dólares.
Del Granado explicó que “antes de 2013 es impensable que se pueda operar una refinería o GTL, porque la instalación de estos complejos demorará por lo menos tres años, y ninguno de los dos tiene algún avance”.
Añadió que “supuestamente GTL va a tener una capacidad de 15.000 barriles, pero dice (YPFB) que el 70 por ciento de la producción se va a dedicar al mercado interno; la producción de líquidos sintéticos es carísima”. El costo puede llegar a 113 dólares por barril. “¿Cómo pretenden que sea rentable, 15 por ciento, según estimaciones de YPFB, si van a vender un producto caro a un mercado interno subvencionado?”.
Adicionalmente, se proyecta la operación de la planta de Río Grande que separará gasolina (600 bpd) y GLP (350 toneladas/día) a partir de 2011. Este proyecto fue licitado en 2008, pero en la actualidad está en un proceso judicial por corrupción. Su avance está paralizado desde enero de este año y los 35 millones de dólares asignados por el Tesoro General están en litigio con Catler-Uniservice.
Además, la planta de Gran Chaco, que entrará en operación en 2013, subirá la producción de GLP (1.704 toneladas/día) y gasolina (2.964 bpd) con una inversión de 368 millones de dólares. En transporte se ampliará el ducto al sur con 204,5 millones.
La petrolera proyecta inversión de $us 379 millones hasta 2015
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) proyecta una inversión de 379 millones de dólares entre 2009 y 2015 en la exploración de diez pozos de petróleo, de los cuales espera el éxito de al menos tres.
Esto permitirá, según el Plan Quinquenal de Inversiones de la estatal petrolera, incrementar la producción de gas en cinco millones de metros cúbicos de gas.
Para este fin se necesitarán dos equipos de perforación 3.000 hp y un equipo de 2000 hp que se pretende traer de Venezuela.
De los 379 millones de dólares, la estatal petrolera ejecutará 47 millones de dólares, Petrobras 50 millones, YPFB-Andina 58 millones y Petroandina 60 millones. Los campos donde se intervendrá con los recursos son Ingre, Camiri, Timboy e Itaguazurenda.
La nacionalizada Chaco invertirá 64 millones de dólares en los campos Percheles, Carrasco, Vuelta Grande y El Dorado.
Otros 100 millones de dólares serán colocados por Petroandina en los bloques Lliquimuni e Iñau en el norte de La Paz.
En una segunda etapa para desarrollar los pozos, tender líneas y completar la infraestructura necesaria se invertirán 804 millones de dólares adicionales.
En lo mediato, a partir de 2016, Yacimientos pretende inyectar 713 millones de dólares en la exploración de 20 pozos y 1.782 millones de dólares adicionales en su desarrollo.
De esta manera, Yacimientos pretende obtener una reserva estimada de 7,5 billones de pies cúbicos (TCF en la notación estadounidense). En los 20 campos escogidos de una cartera de 56 pozos se estima un 20 por ciento de éxito.
Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), en 2008 se perforaron cuatro pozos: los exploratorios Río Seco X-1D, por Pluspetrol, en Santa Cruz, e Ingre X-1, por Petrobras, en Chuquisaca, y los de desarrollo Percheles 1003, en Santa Cruz, y Kanata, en Cochabamba, a cargo de Chaco. En Argentina, el número llegó a 1.105, en Colombia a 82 y en Perú a 153.
Las compras de diésel crecerán más
Las importaciones de diésel para atender la creciente demanda interna se incrementarán hasta el año 2026 de 53 al 100 por ciento, de acuerdo con las proyecciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
La estatal petrolera, en su Plan Quinquenal de Inversiones, justifica las compras del exterior con el argumento de que el déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos se incrementará sustancialmente desde 2015.
En el informe al que tuvo acceso La Prensa se revela que el costo de las importaciones para el Estado en el periodo 2009-2026 alcanzará a 9.417 millones de dólares. El gasto considera la subvención del Tesoro General de la Nación (TGN) para mantener congelado el precio al consumidor, de YPFB en el transporte, almacenaje y cargos logísticos de importación.
Para este año, las proyecciones de la estatal petrolera son de una demanda de 23.600 barriles de diésel y una oferta de sólo 11.200 barriles, es decir que el déficit llega a 12.400 barriles, que se deben importar.
El Ministerio de Economía y Finanzas presupuestó en esta gestión 252 millones de dólares para la subvención, monto inferior a los 372 millones erogados en 2008.
El país adquiere este producto de Venezuela y Argentina, entre otros proveedores, a precios internacionales. Debido al alza del barril de petróleo a 140 dólares en el mercado internacional, el Tesoro tuvo que erogar más.
En 2015, el déficit de diésel aumentará a aproximadamente 14.000 barriles debido a que la demanda habrá ascendido a 35.000 barriles y la oferta a unos 21.000 barriles.
Para el año 2020 la oferta sólo llegará a 19.000 barriles y la demanda habrá crecido a 48.000 barriles, generándose una brecha de 29.000 barriles.
Para 2026, las proyecciones de la estatal petrolera sólo revelan una demanda de 71.000 barriles de diésel, que deberán ser importados.
De acuerdo con la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), el país necesita importar diésel debido a la contracción en la producción de líquidos de 3.739 barriles por día al caer de 50.756 barriles día en 2005 a 47.017 barriles día en 2008
Esto obliga, dice uno de sus recientes informes, a comprar del exterior el 40 por ciento del diésel que se consume en el país. Además, una gestión inadecuada y poco previsora, según la CBH, ha generado desabastecimiento.
Antecedentes
El 1 de mayo de 2006 el Gobierno emite el Decreto 28701, de estatización de hidrocarburos.
Con esta norma empieza el diálogo con las petroleras privadas capitalizadoras.
El Gobierno recuperó la administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
Así lo revela el Plan Quinquenal de inversiones 2010-2026 elaborado por Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), al que tuvo acceso La Prensa.
Este documento, que delinea la estrategia que YPFB asumirá en los próximos 15 años ante la demanda creciente de gas natural y líquidos derivados del petróleo y la falta de oferta, fue entregado por el Ministerio de Hidrocarburos y YPFB al presidente Evo Morales para su aprobación.
La proyección incluye a las siete subsidiarias de Yacimientos: Chaco, Andina, YPFB-Transporte, la Compañía Logística de Hidrocarburos (CLHB), YPFB Refinación, Gas Trans Boliviano y YPFB-Aviación.
Perspectivas para el sector
Según el plan, las perspectivas para el periodo 2009-2015 establecen que con un precio referencial de entre 60 y 85 dólares por barril de petróleo (precio del Golfo) se requerirán para la importación de diésel 1.589,9 millones de dólares.
Para la compra de la gasolina y el GLP se estima que hasta 2012 se deberán presupuestar entre 40,4 millones y 53,5 millones de dólares, respectivamente.
YPFB calcula que desde 2013 se dispondrá de combustibles incluso para exportar, pero sólo después de la importación de petróleo crudo para procesarlo en refinerías.
Entre los tres productos se necesitarán 1.683,8 millones de dólares sólo para pagar el precio de mercado, a esto hay que añadir 900,4 millones de dólares por el transporte, almacenamiento y cargos logísticos.
Datos de YPFB muestran que a la fecha la demanda de diésel es de 23.600 barriles por día (bpd), pero la oferta es de 11.200 barriles: un déficit del 53 por ciento.
Hasta 2014 el consumo subirá a 31.200 bpd y la oferta crecerá a 20.700 bpd: la escasez será del 34 por ciento. En 2015 la demanda será de 33.500 bpd.
Gasolina y GLP
La situación de la gasolina mantiene un déficit de 1 por ciento entre demanda y oferta: la producción llega a 15.400 bpd, mientras que el combustible disponible es de 15.200 bpd.
La tendencia se mantendrá hasta 2013, con una demanda creciente de 18.900 bpd y la producción será de 18.100 bpd.
Con las dos refinerías existentes (Gualberto Villarroel y Guillermo Elder Bell), la oferta máxima de gasolina llegará a 30.000 bpd en 2016, pero el consumo será mayor que 40.000 bpd, es decir que se presentará un déficit de 10.000 bpd.
Este año YPFB comenzó a importar 60.000 toneladas de GLP de Argentina, porque el requerimiento supera la oferta en 14 por ciento.
Se dispone de 1.031 toneladas métricas día (tmd) mientras que la oferta es de 890 tmd. La producción en las refinerías y plantas existentes es lineal hasta 2019, pero ese año empieza a descender por la baja en la entrega.
Contrariamente, la demanda subirá a 1.130 tmd en 2011, luego a 1.252 tmd en 2014, y un año después llegará a 1.295 tmd.
El plan de YPFB, no obstante, establece que “el efecto neto (costo) considerando el gasto por concepto de subvención para el Tesoro General de la Nación (TGN), el costo para YPFB (…) y los ingresos por exportación (recon, gasolinas y GLP) hacen un total de 975 millones de dólares”.
Es decir, Yacimientos proyecta contar con ingresos de 3.558,9 millones de dólares por la venta al exterior de crudo reconstituido (recon), gasolina y gas licuado de petróleo.
Este monto servirá para cubrir la subvención del TGN y generar un ingreso de 975 millones de dólares.
Según el diagnóstico que hace la estatal petrolera, primero habrá una declinación en la producción de hidrocarburos líquidos; segundo, un crecimiento constante de la demanda de los energéticos y, tercero, por los dos puntos anteriores se prevé un déficit creciente de la oferta de hidrocarburos líquidos (fundamentalmente diésel).
El único producto que queda garantizado en la estrategia es el jet fuel, para la aviación.
Las acciones inmediatas propuestas por YPFB son continuar con la importación de los productos deficitarios, optimizar y ampliar las actuales refinerías (2009-2014) que incrementen la actual carga de crudo en un 73 por ciento, operar las plantas de GLP en Río Grande el año 2011 y Gran Chaco en Madrejones en 2013 y ampliar la capacidad de transporte de líquidos en el sur.
Inversiones
Para cumplir estas medidas, YPFB propone dos planes: un plan A consistente en una nueva refinería que entraría en funcionamiento en tres módulos, los años 2015, 2030, 2024. En estos tres periodos la producción subirá de 40.000 bpd a 80.000 bpd y luego a 110.000 bpd.
La inversión requerida en este proyecto es de 1.397 millones de dólares.
Pero también se requerirá petróleo para procesar que se obtendrá de la importación de 14,6 millones de bpd a un costo de 674,5 millones de dólares. Esta necesidad se da porque la extracción de crudo en el país irá en descenso (ver infografía). El analista en materia de hidrocarburos Hugo Del Granado explicó que, por primera vez, Bolivia tendrá que importar crudo, gasto que no es razonable si el producto servirá para procesar y exportar. “Lo que tienen que hacer es invertir en exploración para encontrar más crudo, ésa es la alternativa”.
Por exportación se gastarán 2.851,1 millones de dólares y se tendrá un ingreso de 4.401,4 millones de dólares, y por el Impuesto Directo a los Hidrocarburos y Derivados (IEHD), 226,5 millones de dólares. Esta perspectiva generará un saldo positivo de 1.777 millones de dólares.
El plan B toma en cuenta la construcción de una nueva refinería, con una inversión de 1.119 millones de dólares, pero con una producción que comenzará en 2017, 2021 y 2024.
Además, YPFB ha tomado en consideración la puesta en marcha de la planta GTL (Gas To Liquid) en 2015, con una inversión de 500 millones de dólares.
De esta manera la producción de líquidos aumentará de 30.000 bpd en 2017, a 60.000 bpd cuatro años después, y tres años más tarde a 90.000. En concreto, se dispondrá de 30.000 barriles menos que con el plan A.
El costo de la importación se reduce a 2.175 millones de dólares, pero no se presupuesta la compra del crudo que se habrá de procesar, sin embargo también el país retoma la exportación de gasolina y GLP, que genera un ingreso de 1.601 millones de dólares.
Del Granado explicó que “antes de 2013 es impensable que se pueda operar una refinería o GTL, porque la instalación de estos complejos demorará por lo menos tres años, y ninguno de los dos tiene algún avance”.
Añadió que “supuestamente GTL va a tener una capacidad de 15.000 barriles, pero dice (YPFB) que el 70 por ciento de la producción se va a dedicar al mercado interno; la producción de líquidos sintéticos es carísima”. El costo puede llegar a 113 dólares por barril. “¿Cómo pretenden que sea rentable, 15 por ciento, según estimaciones de YPFB, si van a vender un producto caro a un mercado interno subvencionado?”.
Adicionalmente, se proyecta la operación de la planta de Río Grande que separará gasolina (600 bpd) y GLP (350 toneladas/día) a partir de 2011. Este proyecto fue licitado en 2008, pero en la actualidad está en un proceso judicial por corrupción. Su avance está paralizado desde enero de este año y los 35 millones de dólares asignados por el Tesoro General están en litigio con Catler-Uniservice.
Además, la planta de Gran Chaco, que entrará en operación en 2013, subirá la producción de GLP (1.704 toneladas/día) y gasolina (2.964 bpd) con una inversión de 368 millones de dólares. En transporte se ampliará el ducto al sur con 204,5 millones.
La petrolera proyecta inversión de $us 379 millones hasta 2015
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) proyecta una inversión de 379 millones de dólares entre 2009 y 2015 en la exploración de diez pozos de petróleo, de los cuales espera el éxito de al menos tres.
Esto permitirá, según el Plan Quinquenal de Inversiones de la estatal petrolera, incrementar la producción de gas en cinco millones de metros cúbicos de gas.
Para este fin se necesitarán dos equipos de perforación 3.000 hp y un equipo de 2000 hp que se pretende traer de Venezuela.
De los 379 millones de dólares, la estatal petrolera ejecutará 47 millones de dólares, Petrobras 50 millones, YPFB-Andina 58 millones y Petroandina 60 millones. Los campos donde se intervendrá con los recursos son Ingre, Camiri, Timboy e Itaguazurenda.
La nacionalizada Chaco invertirá 64 millones de dólares en los campos Percheles, Carrasco, Vuelta Grande y El Dorado.
Otros 100 millones de dólares serán colocados por Petroandina en los bloques Lliquimuni e Iñau en el norte de La Paz.
En una segunda etapa para desarrollar los pozos, tender líneas y completar la infraestructura necesaria se invertirán 804 millones de dólares adicionales.
En lo mediato, a partir de 2016, Yacimientos pretende inyectar 713 millones de dólares en la exploración de 20 pozos y 1.782 millones de dólares adicionales en su desarrollo.
De esta manera, Yacimientos pretende obtener una reserva estimada de 7,5 billones de pies cúbicos (TCF en la notación estadounidense). En los 20 campos escogidos de una cartera de 56 pozos se estima un 20 por ciento de éxito.
Según la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), en 2008 se perforaron cuatro pozos: los exploratorios Río Seco X-1D, por Pluspetrol, en Santa Cruz, e Ingre X-1, por Petrobras, en Chuquisaca, y los de desarrollo Percheles 1003, en Santa Cruz, y Kanata, en Cochabamba, a cargo de Chaco. En Argentina, el número llegó a 1.105, en Colombia a 82 y en Perú a 153.
Las compras de diésel crecerán más
Las importaciones de diésel para atender la creciente demanda interna se incrementarán hasta el año 2026 de 53 al 100 por ciento, de acuerdo con las proyecciones de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
La estatal petrolera, en su Plan Quinquenal de Inversiones, justifica las compras del exterior con el argumento de que el déficit en la oferta de hidrocarburos líquidos se incrementará sustancialmente desde 2015.
En el informe al que tuvo acceso La Prensa se revela que el costo de las importaciones para el Estado en el periodo 2009-2026 alcanzará a 9.417 millones de dólares. El gasto considera la subvención del Tesoro General de la Nación (TGN) para mantener congelado el precio al consumidor, de YPFB en el transporte, almacenaje y cargos logísticos de importación.
Para este año, las proyecciones de la estatal petrolera son de una demanda de 23.600 barriles de diésel y una oferta de sólo 11.200 barriles, es decir que el déficit llega a 12.400 barriles, que se deben importar.
El Ministerio de Economía y Finanzas presupuestó en esta gestión 252 millones de dólares para la subvención, monto inferior a los 372 millones erogados en 2008.
El país adquiere este producto de Venezuela y Argentina, entre otros proveedores, a precios internacionales. Debido al alza del barril de petróleo a 140 dólares en el mercado internacional, el Tesoro tuvo que erogar más.
En 2015, el déficit de diésel aumentará a aproximadamente 14.000 barriles debido a que la demanda habrá ascendido a 35.000 barriles y la oferta a unos 21.000 barriles.
Para el año 2020 la oferta sólo llegará a 19.000 barriles y la demanda habrá crecido a 48.000 barriles, generándose una brecha de 29.000 barriles.
Para 2026, las proyecciones de la estatal petrolera sólo revelan una demanda de 71.000 barriles de diésel, que deberán ser importados.
De acuerdo con la Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH), el país necesita importar diésel debido a la contracción en la producción de líquidos de 3.739 barriles por día al caer de 50.756 barriles día en 2005 a 47.017 barriles día en 2008
Esto obliga, dice uno de sus recientes informes, a comprar del exterior el 40 por ciento del diésel que se consume en el país. Además, una gestión inadecuada y poco previsora, según la CBH, ha generado desabastecimiento.
Antecedentes
El 1 de mayo de 2006 el Gobierno emite el Decreto 28701, de estatización de hidrocarburos.
Con esta norma empieza el diálogo con las petroleras privadas capitalizadoras.
El Gobierno recuperó la administración de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos.
Además negoció 44 nuevos contratos petroleros con 17 empresas transnacionales.
En 2008 recuperó las empresas capitalizadas Chaco, Andina y Transredes.
También la Compañía Logística de Hidrocarburos Bolivia, privatizada hace diez años.
Este año nacionalizó la distribuidora de combustible de aviación Air BP.
Por estos procesos el Estado tuvo y tendrá que pagar indemnizaciones a las petroleras.
Ahora el Ejecutivo anuncia una nueva ley de hidrocarburos, que se adecue a la Constitución.
YPFB está en proceso de integrar a las siete subsidiarias bajo una administración corporativa.
La estatal tiene un crédito de 1.000 millones de dólares del Banco Central que no ha usado.
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