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Timestamp: 2018-02-24 11:08:49+00:00

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Memoria Institucional ANH 2012 by Agencia Nacional de Hidrocarburos - issuu
erramos la pasada gestión con la satisfacción de haber orientado nuestro trabajo a la tarea de velar los intereses del ciudadano, no como consumidor sino como persona que tiene el derecho de satisfacer sus necesidades de energía de manera oportuna, adecuada y justa en el marco de la política nacional del vivir bien y cuidando lo mejor que tenemos. Además, es un orgullo el haber garantizado durante el 2012 la continuidad de los servicios para el abastecimiento de los recursos hidrocarburiferos, gracias al esfuerzo realizado por el personal en cada una de las Direcciones con las que cuenta la ANH en el territorio nacional y a la ejecución de nuevos e importantes objetivos propuestos destinados a precautelar los intereses del Estado boliviano, y pensando en el bienestar de los bolivianos. Se viene dirigiendo la institución en un momento delicado, con muchos desafíos hacia adelante producto de la promulgación del D.S. No. 28701, que hoy vemos superados gracias a la implementación de herramientas tecnológicas, procedimientos técnicos y administrativos agiles, transparentes y oportunos que facilitan una gestión por resultados. Por lo tanto, la ANH opera con honestidad y transparencia, bajo los más altos estándares de calidad, que con orgullo hoy podemos decir que se está afianzando como una entidad fuerte, sólida, responsable que pretende asumir un rol importante en el desarrollo de la economía nacional garantizando que los hidrocarburos lleguen a cada uno de los bolivianos en las distintas localidades del país. Hablando propiamente de la última gestión, entre los logros del 2012 se cuentan con proyectos llevados adelante, algunos ya están implementados y otros en proceso, planteados con el fin de brindar una mejor atención a nuestros regulados. Agradecer a cada uno de los trabajadores que componen la ANH, pieza importante a la hora de construir el destino de esta institución, cuyo fruto se traduce en logros y beneficios para todos los bolivianos. Este equipo humano de profesionales, comprometidos con el país, altamente calificados y en constante capacitación, son la herramienta principal a la hora de enumerar los logros de esta entidad. En la ANH se ha alcanzado una sinergia que trabaja por el logro de objetivos comunes, lo que no sería posible sin el compromiso y la convicción que tiene nuestra gente. Este compromiso va ligado con nuestra misión que al final de cada gestión se ve traducida en innumerables beneficios para el Estado boliviano. Por consiguiente, seguimos trabajando para cumplir con nuestros objetivos institucionales, que van de la mano con el Plan Nacional de Desarrollo y de la Estrategia Nacional de Hidrocarburos, preservando la calidad de nuestro servicio y asumiendo el compromiso de trabajar por el bienestar del país, demostrando que somos una entidad a la vanguardia de la regulación, control, supervisión y fiscalización de la cadena de hidrocarburos.
PLANTEL EJECUTIVO Ing. Gary Andrés Medrano Villamor. DIRECTOR EJECUTIVO a.i.
Ing. Northon Nilton Torrez Vargas.
Ing. Regina Yamily Salas Hussy.
DIRECTOR TÉCNICO DE TRANSPORTES Y COMERCIALIZACIÓN (DTTC)
DIRECTORA TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (DTE&P)
Ing. Juan Carlos López Sánchez.
Lic. Aud. Velma Judith Sahonero de Parrado M.B.A.
DIRECTOR DE REFINERÍAS, PLANTAS PETROQUÍMICAS Y UNIDADES DE PROCESO (DRUIN)
DIRECTORA DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS (DAF)
Ing. Gustavo Juan Carrasco Ayma.
Ing.Jaime Guzmán Nogales.
DIRECTOR DE COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL (DCD)
DIRECTOR PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO INSTITUCIONAL (DPDI)
Ing. José Fabiani Aranda.
Dra. Tatiana Albarracín Murillo
DIRECTOR DE DUCTOS Y TRANSPORTES (DDT)
DIRECTORA JURÍDICA (DJ)
Lic. Edwin Mérida Calvimontes.
Lic. Sergio Antonio Guzmán Ríos.
DIRECTOR DE ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO (DEF)
DIRECTOR DE EXPLORACIÓN (DTE&P-DEX)
Ing. Marco Antonio Romay Taborga.
Ing. Luis Alejandro Beltrán Soruco
DIRECTOR DE CONTROL AL MERCADO INTERNO (DCMI)
DIRECTOR DE PRODUCCIÓN a.i. (DTE&P-DPR)
egún mandato Constitucional, una institución autárquica de derecho público, con autonomía de gestión administrativa, técnica y económica, bajo la tuición del Ministerio de Hidrocarburos, será responsable de regular, controlar, supervisar y fiscalizar las actividades de toda la cadena productiva hasta la industrialización, en el marco de la política estatal de hidrocarburos conforme con la Ley. La Ley de Hidrocarburos Nº 3058 establece que la actual Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) es el Ente Regulador de las actividades de transporte, refinación, comercialización de productos derivados y distribución de gas natural por redes. En observancia del dicho mandato y los lineamientos legales establecidos, referentes a las actividades del sector hidrocarburos, la ANH mediante las distintas áreas organizacionales que conforman su estructura organizativa, ha realizado la regulación, control, supervisión y fiscalización de las actividades hidrocarburíferas en todo el territorio nacional.
CONTENIDO ESTRUCTURA ORGÁNICA
DIRECCIÓN TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN (DTE&P)
DIRECCIÓN DE REFINERÍAS, PLANTAS PETROQUÍMICAS Y UNIDADES DE PROCESO (DRU)
DIRECCIÓN DE COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL (DRC)
DIRECCIÓN DE ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO (DEF)
DIRECCIÓN DE CONTROL AL MERCADO INTERNO (DCMI)
DIREC EJEC
DIRECCIÓN TÉCNICA DEEXPLORACION Y PRODUCCIÓN
DIRECCIÓN TÉCNICA DE TRANSPORTES Y COMERCIALIZACIÓN
UNIDAD DE TRANSPORTE DE GAS
UNIDAD DE DESAROLLO INSTITUCIONAL
DIRECCIÓN DE REFINERIAS, UNIDADES DE PROCESO E INDUSTRALIZACIÓN
UNIDAD DE TRANSPORTE DE LÍQUIDOS
UNIDAD DE INDUSTRALIZACIÓN
UNIDAD DE REFINERÍAS Y UNIDADES DE PROCESOS
Aprobada mediante R.A. ANH N° 3235/2012 de 16 de agosto de 2012
CCIÓN CUTIVA
UNIDAD DE EESS Y LÍQUIDOS
DIRECCIÓN DE AL MERCADO INTERNO
DIRECCIÓN DE ANÁLISIS ECONÓMICO Y FINANCIERO
UNIDAD ODECO
UNIDAD LEGAL DE ADMINISTRACIÓN Y GESTÓN
UNIDAD DE CONTROL AL ABASTECIMIENTO
UNIDAD REGULATORIA TRANSPORTE REFINACIÓN, TRANSPORTE Y DISRIBUCIÓN
UNIDAD REGULATORIA DE COMERCIALIZACIÓN
DIRECCIÓN TÉCNICA DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN La DTE&P asumió acciones técnicas necesarias para el desarrollo de las atribuciones de regulación, supervisión, control y fiscalización de la ANH en las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos, asegurando la correcta aplicación de las normas, el cumplimiento de plazos y la eficiencia en su ejecución. Concibe e inicia la ejecución de proyectos orientados a dotar a la ANH de información de Exploración y Producción (E&P) y la adquisición de tecnología con el propósito de: Automatizar flujos de trabajo, Implantar mejores prácticas para el proceso y análisis de la información tanto de áreas exploratorias como de explotación y evaluar el valor de los cambios de producción para la respectiva toma de decisiones, entre los que se encuentran:
Normativa Técnica y de Seguridad para las Actividades del Upstream Se realizó la compilación de la normativa del sector emitida en Leyes, Decretos, Resoluciones Ministeriales, Resoluciones Biministeriales y Resoluciones Administrativas de la ANH para el sector de hidrocarburos desde el año 1900 a diciembre 2012.
Sistema Integrado de Información - Actividades de E&P Se desarrolló las aplicaciones y los bancos de datos detallados en la figura Nº 1.
Concentra información de áreas en exploración y explotación de hidrocarburos.
Concentra y consolida información de producción de HC’s desde la gestión 1998 al 2012
(Vinculada con google earth.)
Aplicación Espacial de Áreas Hidrocarburiferas de Bolivia
Banco de Datos de Producción
Banco de Datos de Inversiones
Banco de Datos de Perforación
Captura y administración de inversiones programadas en actividades de E&P gestión 2011 - 2012
Concentra y consolida la información de los pozos perforados en Bolivia desde la gestión 1923 al 2012
Centro de Monitoreo de Información (CM&I) ANH Se completó la ingeniería de diseño final y las especificaciones técnicas del equipamiento necesario.
Aplicaciones de procesamiento interno
CISTERNAS GPS
ARUITECTURA CENTRO DE MONITOREO & INFORMACIÓN
PETREL OFM / ECLIPSE
Opción 2 Entorno Virtualizado
Opción 2 Entorno Físico
FIREWALL Switch Capa
Consoloa de KVM KVM VIRTUAL
KVM Físico
B L AD E
Servidores, PCs y/o Wks ya provistas por cada aplicación
WEB Nativas Remotas
Aplicaciones de procesamiento externo SCADA WEB
Cámaras VIDEO/IP
Módulo de despliegue de video
Módulo RX de Video
Multiplexor y Procesador de video
Módulo TX de video
Salida de video por aplicación
Pantalla de video externa Pantalla de video local
Seguimiento Actividades de Exploración Se desarrolló el Banco de Datos para seguimiento a las actividades comprometidas por las empresas dedicadas a esta actividad. MEMORIA INSTITUCIONAL 2012
DIRECCIÓN DE DUCTOS Y TRANSPORTES Se implementó mecanismos de regulación, control, supervisión y fiscalización de acuerdo a las atribuciones de la ANH establecidas en la Ley de Hidrocarburos y los Reglamentos vigentes. Se realizó la supervisión de los ductos de exportación de Gas Natural al Brasil, por los cuales se transportó el 2012 en promedio 31,18 MM PCD por San Matías y 926,77 MM PCD por Mutún. Se supervisó la capacidad de los ductos de exportación a la Argentina, por los cuales se transportaron el 2012 en promedio 438,35 MM PCD por Gasoducto Integración Juana Azurduy (GIJA). Se efectuó inspecciones técnico-operativas al Sistema de Gasoductos, Oleoductos, Poliductos y se verificó el estado del derecho de vía, sendas de acceso, potenciales de protección catódica, verificaciones de espesores de tubería, como del cumplimiento de los programas de mantenimiento de las empresas operadoras. Se autorizaron los paros de operaciones del sistema de ductos y se efectuó su correspondiente seguimiento. Para el mercado interno y externo se aprobaron los programas de transporte de volúmenes de crudo, crudo reconstituido y productos terminados de petróleo a ser transportados por el sistema de ductos. En el caso de la demanda de Gas Natural para el occidente del país para las próximas gestiones, se aprobó la proyección 2013 – 2015, es así que en base a esta información actualmente se efectúa la asignación de volúmenes de consumo de los distintos usuarios. En función a los mecanismos citados anteriormente, a las inspecciones efectuadas y a la evaluación técnica de los proyectos se obtuvo como resultado:
Proyectos Fiscalizados del Sistema de Ductos PROYECTO / OBJETIVO
AMPLIACIÓN GVT
Incrementar la capacidad de transporte de 13,8 MMPCD a 64 MMPCD de gas natural para el abastecimiento del mercado interno en el departamento de Tarija. El proyecto comprende:
RA ANH Nº 1822/2012 30/09/2012
RA ANH Nº 1818/2012 20/07/2012
1. Construcción de un Loop de 10” x 23 Km entre Palos Blancos y Entre Ríos 2. Construcción de tres Loops, de 7,4 Km x 10”, 4,7 Km x 10” y 10,7 Km x 10”. 3. Adecuación PRM portillo. ANH 1822/2012 de fecha 30 de septiembre de 2012.
GIJA FASE II COMPRESIÓN
Construcción de una Estación de Compresión ubicado en la KP 001+500 del Gasoducto de Integración Juana Azurduy (GIJA), que ampliará la capacidad de transporte del ducto hasta 32,9 MMPCD, con la instalación de 4 turbocompresores de 16000 HP cada uno.
Construcción de un ducto de 5700 metros y 32”, con un cruce especial (perforación dirigida por debajo del lecho del Río Grande), para dar seguridad a las entregas de gas de exportación al Brasil (Mejora)
COMPLETAR LOOP VUELTA GRANDE
Adecuación del GRVG, para incrementar la producción de líquidos de la planta Vuelta Grande en 37,5 TMD de GLP y 50 BPD de gasolina.
NOTA ANH 5350 DDT 0663/2012 20/07/2012
RA ANH Nº 2794/2012 26/10/2012
RA ANH Nº 0872/2012 26/04/2012
RA ANH Nº 0239/2012 15/02/2012
RA ANH Nº 1473/2012 15/06/2012
EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO GAA III C
Incrementar la capacidad de transporte requerida de 54,3 MMPCD a 68,5 MMPCD en el tramo CBBA - La Paz para atender la demanda incremental del mercado occidental de Oruro y La Paz, mediante la construcción de:
RA ANH Nº 1870/2012 26/07/2012
1. Loop de 36 km x 12” entre Parotani y Pongo. 2. Loop de 15 km x 10” entre Sica Sica y Senkata.
Incrementar la capacidad de transporte al occidente del país hasta 89,1 MMPCD, con la construcción de:
EXPANSIÓN GASODUCTO AL ALTIPLANO GAA IV
FASE 1. Loop de 9 km x 12” tramo Huayñakhota - Parotani. FASE 2. Loop de 6 km x 12” tramo Pongo - Totoroco.
RA ANH Nº 0270/2012 28/02/2012
FASE 3. Loop de 10,8 km x 12” tramo Sica Sica - Senkata. FASE 4. Estación de compresión Totoroco
REINGENIERIA PLANTA DE COMPRESIÓN RIO GRANDE - JV
Construcción de una línea By Pass de 24” en el puente de medición de la estación de compresión Rio Grande y adecuar las facilidades de medición y de operación de la planta, para evitar contingencias en la entrega de gas para la exportación al Brasil.
AUTO DE 31 DE MAYO DE 2012
CONSTRUCCIÓN GASODUCTO CARRASCO COCHABAMBA
Construcción de un ducto con una capacidad final de 120 MMPCD para garantizar el abastecimiento de gas natural al mercado del occidente del país.
RA ANH Nº 1931/2012 31/07/2012
LÍNEA LATERAL DE GAS LOOP 28” SAN ANTONIO
Construcción de 6890 m de ducto que une el gasoducto lateral de Petrobras con la estación de compresión de Transierra en Villamontes, con el fin de incrementar la capacidad del ducto de existente de 20 a 34 MM MCD.
RA ANH Nº 1096/2012 18/05/2012
LÍNEA LATERAL DE GAS 24” CAMPO MARGARITA
Construcción de un ducto de 17427 m, para transportar 14 MM MCD de gas del campo Margarita, a la línea de transferencia de 28” de Petrobras, a fin de entregar la producción al sistema nacional de transporte.
RA ANH Nº 0884/2012 27/04/2012
Proyectos Fiscalizados en Oleoductos PROYECTO / OBJETIVO
Incremento de la capacidad de transporte del OCY y OCSZ-2 hasta 49800 BPD mediante la Construcción de:
EXPANSIÓN LÍQUIDOS SUR ASOCIADOS AL GIJA
1. Loop de 25 km x 12” en el OCY 2. Loop de 35 km x 12” en el OCY 3. Loop de 35 km x 8” en el OCY 4. Loop de 108,5 km x 12” en el OCSZ-2
RA ANH Nº 1842/2012 23/07/2012 RA ANH Nº 1472/2012 15/06/2012
Autorización de Paro de Operaciones en Sistema de Gasoductos a YPFB Transporte N°
Autorización para realizar los trabajos no programados de Cambio de Niples y Variante Línea DGCMT, Sector Tacuara – Peñadería, que fueron efectuados en fecha 18 de Marzo de2012, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa de la referida variante.
Autorización para realizar trabajos no programados de soldadura de camisa y variante en la derivada Gasoducto Tarija – La Tablada (DGTT), en los tramos comprendidos entre las progresivas Kp 0+00 al Kp 08+893, que fueron efectuados en fecha 21 de abril de 2012, a fin de garantizar la continuidad operativa de la referida variante.
Autorización para realizar los trabajos no programados de variante y reubicación de la Línea Derivada Gasoducto Cerrillos – Monteagudo (DGCMT) – Sector Población Monteagudo (Kp 25+868 a Kp 33+220), que fueron efectuados en fecha 11 de mayo de 2012, mismos fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa de la referida Derivada.
Autorización para realizar los trabajos no programados de Cambio de Variante Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba, Sector Incahuasi, que fueron efectuados en fecha 10 de Junio de 2012, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa del referido gasoducto.
Autorización para realizar los trabajos no programados de Cambio de Niples por corrosión de cañería en el Gasoducto Tarabuco – Sucre, que fueron efectuados el día 17 de Junio de 2012, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa del referido gasoducto.
Autorización para realizar los trabajos del mantenimiento programado MPP5 en el compresor TC-502 de la Estación de Compresión Taquiperenda del Gasoducto GYRG, que fueron efectuados del 18 al 23 de agosto de la presente gestión, que no restringieron el suministro de gas a Brasil por las bajas nominaciones requeridas por Brasil.
18 al 23 de Agosto del 2012
Autorización para realizar los trabajos de mantenimiento programado inherente a la modificación de diámetro de 12” a 24” en el tramo de interconexión Lateral San Antonio - GYRG, que fueron efectuados desde el 29 de agosto de 2012 hasta el 31 de agosto del 2012, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa del referido gasoducto.
29 al 31 de Agosto del 2012
Autorización para realizar los trabajos no programados de Cambio de Tramos por corrosión de Cañería en el Gasoducto Taquiperenda – Cochabamba (GTC), Sector San Pedro - Torrepampa, que fueron efectuados en fecha 16 de Septiembre de la presente gestión, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa del referido gasoducto.
Autorización para realizar los trabajos programados de Mantenimiento en Unidades de Compresión Mercado Exportación GYRG – Estación de Compresión Saipurú, que fueron efectuados del 22 al 29 de noviembre del 2012, mismos que fueron realizados a fin de garantizar la continuidad operativa del referido gasoducto.
22 al 29 de Noviembre del 2012
Autorización de Paro de Operaciones en Sistema de Gasoductos a YPFB Transporte
Autorización para la realización de trabajos de interconexión en el Poliducto Cochabamba – Oruro - La Paz (OCOLP I), Sector Villa Aurora (Kp. 167+200), a su vez dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
25 y 26 de Enero del 2012
Autorización para la realización de trabajos de intervención en el Poliducto Camiri – Sucre (PCS), Sector Zudáñez progresiva 218+590, y a su vez dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realización de trabajos de intervención en el Poliducto Camiri - Santa Cruz (OCSZ-1) inherentes a la instalación de válvulas de corte para realización de prueba de fugas por tramos en los sectores, Lagunillas (Kp 201+250), Tabacalito (Kp 167+795), Tatarenda (Kp 148+200 y Kp 152+700), Abapó (Kp 122+23) y Cabezas (Kp 104+100), y que a su vez, dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
05 y 06 de mayo del 2012
Autorización para realizar trabajos de intervención del Poliducto Camiri – Santa Cruz (OCSZ-1) inherentes a la instalación de dos válvulas de seccionamiento para la realización de prueba de fugas por tramos en el sector Gutiérrez en las progresivas 189+560 a 189+562 y que a su vez, dichos trabajos de intervención no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar trabajos de intervención en el Poliducto Cochabamba – Puerto Villarroel (PCPV), Sector Canal Mayu progresiva 11+600 y que a su vez, dichos trabajos de intervención no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para la realizar trabajos de interconexión en el Poliducto Sucre - Potosí (PSP), Sector Alto Potosí progresiva 102+800 a 103+300, y que a su vez, dichos trabajos de intervención no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar trabajos de interconexión de una variante en el Poliducto Sucre – Potosí (PSP), sector Alto Potosí progresiva 102+800 a 103+300, así como la instalación de una válvula de seccionamiento tipo cortina soldada a tope en la progresiva 101+500, y que a su vez, dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar trabajos de reemplazo de tubería en el Poliducto Santa Cruz - Camiri (OCSZ-1), sector Ipita y Gutiérrez progresiva 180+650 y 190+500, y que a su vez, dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar trabajos de reemplazo de tubería en el poliducto Cochabamba – Puerto Villarroel (PCPV), sector “Los Tucanes” (Kp 142+060) y que a su vez, dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar los trabajos de reemplazo de tubería del Poliducto Cochabamba – Oruro – La Paz (OCOLP 1), sector Pucara progresiva 4+530, que fueron efectuados en fecha 20 de Octubre de la presente gestión y que a su vez, dichos trabajos de reemplazo no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar los trabajos de reemplazo de tubería del Poliducto Villamontes – Tarija (PVT), sector Campo Hediondo progresiva 59+100 y que a su vez, dichos trabajos de reemplazo no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar los trabajos de reemplazo de tubería del Poliducto Sucre – Potosí, sector Alto Potosí, Barrio Catedral Av. Tumusla, progresiva 106+880 y que a su vez, dichos trabajos de reemplazo no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Autorización para realizar los trabajos de intervención y reemplazo de tubería del Poliducto Santa Cruz – Camiri (OCSZ-1), sector Piedritas (Kp 254+300), sector Tatarenda (Kp 150+995, 152+210, 152+900) y sector Urundaity (Kp 251+950) y que a su vez, dichos trabajos no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
23, 24 y 25 de octubre del 2012
Autorización para realizar los trabajos de intervención y reemplazo de tubería del Poliducto Santa Cruz – Camiri (OCSZ-1), sector Tatarenda progresiva 160+030 y sector Tatarenda Viejo progresiva 162+655 y que a su vez, dichos trabajos de reemplazo no afectaron el normal abastecimiento por la existencia de saldos disponibles de combustible líquido.
Programación de Transporte de Hidrocarburos Se efectuó el programa de transporte de crudo y crudo reconstituido en el sistema de oleoductos, siendo la característica principal las ventanas de exportación de condensado a través de Pocitos y por el Oleoducto OSSA-II, debido al incremento de producción del Campo Margarita y las nominaciones altas del GSA.
DIRECCIÓN DE REFINERÍAS, PLANTAS PETROQUÍMICAS Y UNIDADES DE PROCESO Se efectuó la fiscalización, supervisión, control y regulación de las actividades de refinerías y unidades de proceso del País, realizando el seguimiento a las nominaciones de Gas Natural, tanto del mercado interno como el de exportación y a la producción en campos petrolíferos y gasíferos a través de los partes diarios de producción.
Programación Abastecimiento (PRODE – Producción) De acuerdo a los pronósticos de producción de petróleo crudo en el país, conjuntamente YPFB, se asignaron los volúmenes de petróleo crudo a las refinerías para el abastecimiento del mercado interno, por lo que se supervisó, controló y fiscalizó los paros programados en Refinerías de acuerdo a lo siguiente:
Se desarrolló el paro programado de las Unidades de Crudo y Reformación, en el cual a través de la regeneración de catalizadores, inspección, revisión y limpieza de equipos se mejoró la eficiencia de los procesos incrementando la carga total en refinería de 3.046 BPD a 3.197 BPD en promedio mes. Se realizó la conexión de la Línea de Acometida Especial a las instalaciones de la refinería para la “Línea Ramal entre Línea Ramal La Peña de YPFB Transporte S.A. y la Refinería”, logrando la alimentación de Gas Natural a generadores de manera estable en calidad y volumen, evitando paros de refinería por falta de suministro de gas.
Se desarrolló el paro programado por Revamping de la Unidad de Crudo del Área 301, con paro total en fechas 11 y 12 de agosto, donde se pudo instalar el nuevo Reboiler, los nuevos Aeroenfriadores y el nuevo Intercambiador mejorando la eficiencia en los procesos e incrementando la carga total en refinería de 17.921 BPD a 21.548 BPD en promedio mes.
Se desarrolló el paro programado de las Plantas de Carburantes y Lubricantes, realizando la interconexión del nuevo Horno 1H-1001A, Interconexión del nuevo reactor de Hydrobon 1R-1201 y la limpieza y mantenimiento de los equipos de las plantas, mejorando la eficiencia en los procesos e incrementando la carga total en refinería de 24.758 BPD a 26.318 BPD en promedio mes. La autorización y fiscalización de estos paros programados, permitió el incremento en la carga total de refinerías de 45.941 BPD a 51.236 BPD en promedio, representando un incremento en 5.295 BPD.
Adecuación de Refinerías De acuerdo a los controles establecidos, la refinería Gualberto Villarroel, completo la adecuación de los hornos 1H-1001A, 1H-1002, 1H-1202, 1H-1204, 1H-1205, 1H-1206, 1H-1207, 2H-601 y la implementación del nuevo acumulador 1D-717 incrementando el porcentaje de adecuación del 95,9% al 97,5%.
Proyectos de Refinerías Se fiscalizaron los proyectos de Refinería Oro Negro de la tercera línea de recepción, el perfilado de playa de tanques y la implementación del tanque TK-0908. Asimismo, se realizó la supervisión de los trabajos preliminares ejecutados para el desmontaje de tanques. Se fiscalizó y supervisó al Plan de Abandono de Sitio de la Ex-Refinería Carlos Montenegro.
Fiscalización, Control y Supervisión en Plantas de GLP Se fiscalizó las plantas de proceso de Gas Natural que efectúan la extracción de licuables con la finalidad de mantener e incrementar la producción de GLP en el país, verificando y mejorando las condiciones operativas y de seguridad industrial. Se supervisó los paros programados por overhall de la moto compresora GMVH-1 de Rio Grande y la implementación del compresor en planta Vuelta Grande, lo cual permitió incrementar la producción de GLP de plantas en 4 Toneladas Métricas Día (TMD).
Producción de Plantas de Proceso La producción promedio equivalente en plantas de proceso de GLP del país fue de 666 TMD. La producción equivalente de GLP incrementó de enero a diciembre de 945 TMD a 1.009 TMD, respectivamente.
Paros Programados y Proyectos en Plantas de GLP Se ha controlado y supervisado el proyecto de modificación al Sistema de Recolección, Separación y Compresión de Planta Colpa a fin de adecuar los diámetros de los ductos a las bajas presiones disponibles como consecuencia de la declinación del campo y permitió la habilitación de los pozos CLP-12, CLP-29 CLP-56, CLP-58 y CLP-59, incrementando la producción hasta un equivalente de 26,6 TMD. El proyecto “Gas YABOG a Planta Vuelta Grande”, incrementó la Producción de GLP de la planta en 20 TMD y previendo un incremento de hasta 40 TMD y el proyecto de actualización al Sistema de Control Eléctrico de Planta con una mejor capacidad de comunicación para que el equipo pueda ser monitoreado remotamente.
Fiscalización de Facilidades de Almacenaje de Propano en Plantas de Gas y Productos Intermedios en Industrias y Otros Rubros de Actividad Se realizó la fiscalización de las facilidades de almacenaje de propano refrigerante en todas las Plantas de Gas, a fin de verificar las especificaciones diferentes a las establecidas en el Reglamento de Calidad de Carburantes y Lubricantes. Asimismo, se efectuó inspecciones a objeto de verificar las condiciones de almacenamiento de Productos Intermedios en Industrias.
Fiscalización, Control y Supervisión de la Exportación de Petróleo Crudo en Terminal Arica Se autorizó la exportación de petróleo crudo por Terminal Arica y se procedió al control, supervisión y fiscalización de los volúmenes de exportación.
DIRECCIÓN DE COMERCIALIZACIÓN DE DERIVADOS Y DISTRIBUCIÓN DE GAS NATURAL Se efectuó las funciones de control, supervisión y fiscalización a operadores en el sector hidrocarburos:
- Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos - Grandes Consumidores de Productos Regulados - Estaciones de Servicio (EESS) en Aeropuertos - EESS de Combustibles Líquidos y GNV - Plantas de Engarrafado de GLP - Plantas de Distribución de GLP - Tanques Estacionarios de GLP a Granel - Redes de Distribución de Gas Natural - Talleres de Conversión de Vehículos a GNV - Empresas Instaladoras de Gas Natural
Estaciones de Servicio de Combustibles Líquidos Se desarrollaron Sistemas de Implementación Tecnológica con el objetivo de agilizar los trámites comerciales en la ANH, como ser: - Implementación del SIREL de Combustibles Líquidos (Sistema de Renovación de Licencias de
Operación en Línea) mediante R.A. 0260/2012 de fecha 24/02/2012.
- Implementación del SIREL de GLP, mediante R.A. 2763/2012 de fecha 25/10/2012 - Mediante R.A. 1923/2012 del 30 de julio del 2012 se establece la adecuación de EESS de Combustibles Líquidos y EESS de GNV de propiedad de YPFB;
Estaciones de Servicio de GNV Se emitieron 18 primeras Licencias de Operación. Se autorizó la construcción de nuevas EESS de GNV y la transferencia con sus respectivas licencias de operación.
Talleres de Conversión de Vehículos a GNV Según la política de Cambio de la Matriz Energética y la masificación del uso de Gas Natural Vehicular, se emitieron 76 autorizaciones para construcción de Talleres de Conversión en todo el Territorio Nacional. Se emitieron 108 Licencias de Operación entre Talleres nuevos y renovaciones.
Grandes Consumidores de Productos Regulados (GRACOS) Se aprobó los requisitos Técnicos y Legales que deben cumplir los GRACOS para la obtención del Certificado de Operación; documento que flexibiliza los requisitos a cumplir y se acomoda a las exigencias de los sectores involucrados, otorgándose 106 Certificados de GRACOS.
Distribución de Gas Natural por Redes Se masificó el uso del gas en el país a través de la aprobación de nuevos proyectos de ampliación de redes de Gas Natural, para cuyo efecto se evaluaron y aprobaron los siguientes proyectos:
Proyectos Evaluados y Aprobados - YPFB RESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA
Red Primaria y Secundaria San Matías
0645/2012
0647/2012
Red Primaria y Secundaria Distrito 4 Santa Cruz
Red Primaria y Secundaria El Villar - Chuquisaca
Red Primaria y Secundaria Laja Kallutaca
Red Primaria y Secundaria Santivañez - Capinota - IrpaIrpa - Coboce
Red Primaria y Secundaria Achacachi
Red Primaria y Secundaria Icla-Chuquisaca
1768/2012
Red Primaria y Secundaria Las Carreras - Chuquisaca
2331/2012
Proyectos Evaluados y Aprobados - EMTAGAS RESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA
Exportaciones e Importaciones Se dio curso a un total de 16 solicitudes de exportación y 122 solicitudes de importación de hidrocarburos según detalle siguiente: SOLICITUDES DE EXPORTACIÓN
RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS EMITIDAS
Recon (Crudo Reconstituido)
Insumos Aditivos
Instaladoras de Gas Natural Se tiene un total de 1.351 Empresas Instaladoras de Gas Natural por categoría (Domestico, Comercial e Industrial) vigentes.
Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos Se tiene un total de 27 Plantas de Almacenaje de Combustibles Líquidos. Se consolidó el enlace con el sistema SIGOPER de propiedad de YPFB Logística para el control de saldos, recepción y despacho de las plantas de YPFB Logística.
Plantas de Distribución de GLP en Garrafas Se elaboraron 111 Renovaciones de Licencias de Operación, mediante el proceso tradicional. Mediante Resolución Administrativa ANH N° 2763/2012, se aprueba el Sistema de Renovaciones de Licencias en la Plataforma Única Informática de la ANH – HYDRO, en su módulo SIREL GLP (Renovaciones en línea). Se emitieron 6 Autorizaciones de Construcción de Plantas de Distribución de GLP en garrafas. Se emitieron 3 Licencias de Operación de Transferencia de Plantas de Distribución de GLP en garrafas. Se emitieron 2 nuevas Licencias de Operación de Plantas de Distribución de GLP en garrafas.
Plantas Engarrafadoras de GLP Se emitieron 5 Licencias de Operación de Renovación a Plantas de Engarrafado de GLP. Se tiene un total de 31 Plantas Engarrafadoras en funcionamiento.
Estaciones de Servicio en Aeropuertos Existen 12 Estaciones de Servicio en Aeropuertos en todo el Territorio Nacional, de las cuales 10 se encuentran en operación.
DIRECCIÓN DE ANÁLISIS ECONÓMICO FINANCIERO Se efectuó la regulación económica en las actividades de Transporte de Hidrocarburos por Ductos, Comercialización de Derivados de Petróleo y Distribución de Gas Natural por Redes.
Precio Nacional de los Productos Regulados
Se realizó la actualización diaria del Precio de Referencia de los Productos Regulados; sin embargo, de acuerdo a disposiciones posteriores, los precios máximos en moneda nacional para los productos regulados en el mercado interno, no sufren modificaciones desde la gestión 2004 debido a que los respectivos componentes de la Cadena de Precios se encuentran congelados, con excepción del Margen de Transporte por Poliductos, alícuota del Impuesto Especial a los Hidrocarburos y sus Derivados(IEHD) del Jet Fuel Internacional, así como la Subvención Estatal al Consumidor Final de GLP.
Precios Finales Internacionales
En base a la metodología para la determinación del Precio de la Gasolina Especial Internacional y del Diesel Oíl Internacional, se procedió a realizar la actualización de los precios internacionales así como el cálculo del diferencial de precios deambos productos.
Jet Fuel Internacional
El IEHD del Jet Fuel A-1 Internacional fue ajustado cada primer día hábil de mes en base a las variaciones mensuales del precio internacional de este producto y de acuerdo a la variación del tipo de cambio.
Subvención Estatal a los Carburantes para el Consumidor Final
Se realizó el cálculo y la respectiva actualización de forma mensual de la Subvención Estatal al Consumidor Final de GLP de Plantas, conforme a la variación del tipo de cambio del boliviano con respecto al dólar americano y en función a las variaciones de los componentes de la Cadena de Precios del GLP. Se efectuó el cálculo semanal de la Tasa del IEHD del Diesel Oíl importado, misma que es aplicada para el cálculo de la compensación por la subvención a dicho carburante. En el marco descrito, los cálculos realizados son la base fundamental para mantener invariables los precios y garantizar el abastecimiento de carburantes en el mercado interno.
Tarifas del Transporte de Hidrocarburos por Ductos
Los resultados de las auditorías regulatorias son instrumentos importantes para las empresas concesionarias de transporte de hidrocarburos por ductos por cuanto posibilitan la revisión tarifaria prevista en el Reglamento de Transporte de Hidrocarburos por Ductos (RTHD).
Margen Minorista en la Cadena de Precios de GNV Se actualizó de forma mensual el Margen Minorista del GNV así como el Aporte al Fondo de Conversión (AFC), mediante Resolución Administrativa de la ANH.
Fondo de Redes y su Ejecución Se controló y verificó la inversión de los recursos provenientes del Fondo de Redes de acuerdo a los requerimientos para la ejecución de proyectos de las empresas distribuidoras. Se realizó la auditoria regulatoria externa a la ejecución del Fondo de Redes de YPFB y EMTAGAS de la gestión 2011.
Fondo de Conversión Vehicular a GNV y el Fondo de Recalificación de Cilindros a GNV Se verificó y controló los recursos provenientes del Fondo de Conversión Vehicular a GNV y el Fondo de Recalificación de Cilindros a GNV.
Reposición, Recalificación y Reparación de Garrafas de GLP Se desarrolló un modelo económico para determinar la tarifa de Recalificación de garrafas de GLP y sobre esa base, establecer los factores óptimos de Reposición y Recalificación según Resolución Ministerial Nº160-12 de 20 de junio de 2012. MEMORIA INSTITUCIONAL 2012
Empresas Cesantes de la Actividad de Distribución de Gas Natural por Redes Se estableció el Valor en Libros de los Activos de las empresas cesantes de la actividad de Distribución de Gas Natural por Redes como son SERGAS SAM., EMDIGAS SAM. y EMCOGAS SAM., en cumplimiento a la Resolución Ministerial N° 155/2012.
Insumos y Aditivos Se calculó la compensación de Insumos y Aditivos para la obtención de gasolina especial de YPFB Refinación S.A.
Transporte de Hidrocarburos por Ductos Presupuestos Programados Los concesionarios presentaron para su evaluación sus Presupuestos Programados de inversiones y operaciones de todas las empresas, en cumplimiento al parágrafo II, inciso a) del artículo 58 del RTHD. Se realizó la auditoria regulatoria externa a la ejecución del Fondo de Redes de YPFB y EMTAGAS de la gestión 2011.
Reposición, Recalificación y Reparación de Garrafas de GLP Se desarrolló un modelo económico para determinar la tarifa de Recalificación de garrafas de GLP y sobre esa base, establecer los factores óptimos de Reposición y Recalificación según Resolución Ministerial Nº160-12 de 20 de junio de 2012.
Transporte de Hidrocarburos por Ductos Presupuestos Programados Los concesionarios presentaron para su evaluación sus Presupuestos Programados de inversiones y operaciones de todas las empresas, en cumplimiento al parágrafo II, inciso a) del artículo 58 del RTHD.
Presupuestos Ejecutados Las empresas concesionarias presentaron para su evaluación sus Presupuestos Ejecutados de inversión de capital, costos de operación base y costos de operación asociados a las nuevas inversiones, de acuerdo al parágrafo III, inciso a) del artículo 58 del RTHD. PRESUPUESTOS EJECUTADOS EVALUADOS EN LA GESTIÓN 2012 EMPRESA
GASODUCTO DE 12”
YPFB ANDINA PLANTA DE COMPRESIÓN DE RÍO GRANDE
GASODUCTO MENOR CARRASCO - BULO BULO LÍQUIDOS MERCADO EXTERNO GAS MERCADO EXTERNO
YPFB TRANSPORTE LÍQUIDOS MERCADO INTERNO GAS MERCADO INTERNO
GASODUCTO MADREJONES - CAMPO DURAN
GASODUCTO YACUIBA - RIO GRANDE (GASYRG)
GAS ORIENTEBOLIVIANO
GASODUCTO SAN MIGIUEL - SAN MATIAS OLEODUTCTO LA PEÑA - ORO NEGRO
ORO NEGRO GASODUCTO LA PEÑA - ORO NEGRO POLIDUCTO PARA DIESEL OIL
DISCAR POLIDUCTO PARA GASOLINA ESPECIAL
Se aprobaron los Presupuestos Ejecutados de los Concesionarios de hidrocarburos por ductos como: YPFB ANDINA –PLANTA DE COMPRESIÓN RÍO GRANDE, YPFB ANDINA DUCTO MENOR 12”, EMPRESA PLUSPETROL BOLIVIA CORPORATION S.A., GAS ORIENTE BOLIVIANO LTDA, YPFB TRANSPORTE S.A. y YPFB LOGÍSTICA.
Auditorias Regulatorias Realizadas Se realizaron los procesos de contratación para las Auditorías Regulatorias externas de Oro Negro, YPFB Logística, YPFB Andina, Gas Oriente Boliviano, PLUSPETROL, TRANSIERRA y YPFB TRANSPORTE S.A. MEMORIA INSTITUCIONAL 2012
DIRECCIÓN DE CONTROL AL MERCADO INTERNO Se desarrolló actividades de control, supervisión, fiscalización a los regulados, para el normal abastecimiento de combustibles, evitando el desvió de productos a través de Inspecciones Técnicas Preventivas, controlando las condiciones de seguridad, calidad, cantidad y realizando campañas informativas, educativas y de atención al usuario de productos derivados de hidrocarburos.
Unidad de Inspecciones – DCMI
Sistema de Renovación de Licencia en Línea (SIREL)
Con el SIREL, se renovaron en 24 horas las Licencias de Operación de EESS de Combustible Líquidos y GNV, siendo el trámite transparente y las inspecciones técnicas efectuadas con la debida anticipación, renovándose:
298 Licencias de Renovación de Operación Estaciones de Servicio de Combustibles Líquidos (EESS CL)
Licencias de Renovación de Operación de Estaciones de Servicio de GNV (EESSGNV)
Inspecciones Se fortaleció las actividades de control, supervisión y fiscalización a los regulados con los nuevos equipos (balanzas digitales y de precisión, medidores volumétricos de precisión, equipos de protección personal, medidores a distancia y cámaras digitales). Se realizaron inspecciones a:
Plantas Terminales de almacenaje Plantas engarrafadoras Plantas distribuidoras de GLP Camiones distribuidores de GLP en garrafas Talleres de conversión de GNV
EESS de combustibles líquidos EESS de GNV EESS en aeropuertos Instalaciones Internas de Gas Natural
Resultados de la Unidad de Inspecciones - DCMI
Se realizó inspecciones y control de calidad de los productos derivados de petróleo, verificando los volúmenes de comercialización, peso de las garrafas de GLP y el cumplimiento de normas de seguridad.
Con el control de verificación calidad de los combustibles líquidos en el almacenaje, comercialización y producción, se protegió al usuario final de combustibles garantizando que los mismos tengan la calidad establecida en norma, para tal fin se tomó2819 muestras en el territorio nacional en Plantas de Almacenaje, Refinerías y EESS.
Unidad ODECO - DCMI A través de las líneas gratuitas en las ciudades de Cochabamba, Santa Cruz, Oruro y La Paz, esta última a nivel nacional se atendió reclamos, denuncias y consultas de los usuarios. Se realizó campañas educativas e informativas en Unidades Educativas (103), ferias (8) y mercados (20).
Atención a Reclamos de GLP en Garrafas de 10 Kilogramos
Reclamos atendidos de GLP Gestión 2012
Unidad Control al Abastecimiento – DCMI ·
Se implementó el Centro de Monitoreo a EESS.
Se efectuó el control por el Sistema de Video de Vigilancia (por cámaras) a EESS.
Se implementó el Sistema de Rastreo Satelital “SIRASAT”, con el fin de tecnificar el control a la comercialización y distribución de combustibles líquidos y GLP.
Se desarrolló el Sistema de Información Geográfica “SIRASAT”, con el propósito de elaborar información de la ubicación geográfica de EESS, Plantas Distribuidoras de GLP, Zonas Comerciales, Plantas de Almacenaje de Líquidos y Refinerías.
Áreas y Zonas Cuantificadas y Geocercas Creadas LA PAZ Y EL ALTO: 24
ORURO: 10
TARIJA: 10
Áreas y Zonas Cuantificadas y Geocercas Creadas POTOSÍ: 10
COCHABAMBA: 14
Ubicación de EESS a Nivel Nacional
DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS La DAF ha fortalecido la Gestión Administrativa de la institución a través de la planificación, organización, dirección, ejecución y control de los recursos económico-financieros, materiales y humanos con transparencia, economía, eficiencia y eficacia, para contribuir al logro de los objetivos institucionales, dando cumplimiento estricto a la Ley Nº 1178 de Administración y Control Gubernamentales, sus Normas Básicas, y otras disposiciones legales vigentes.
Conforme lo establecido por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas (MEFP) se emitió los Estados Financieros de la gestión 2012.
El presupuesto institucional de la ANH correspondiente a la gestión 2012 ha sido aprobado mediante Ley Nº 211 del 23 de diciembre 2011 por Bs193.388.805(Ciento Noventa y Tres Millones Trescientos Ochenta y Ocho Mil Ochocientos Cinco 00/100 Bolivianos), fue incrementado a Bs283.881.305(Doscientos Ochenta y Tres Millones Ochocientos Ochenta Un Mil Trescientos Cinco 00/100 Bolivianos), mediante Leyes Nº 233 de fecha 13 de abril de 2012 y Ley Nº 291 de fecha 22 de septiembre de 2012.
Ejecución Presupuestaria de Recursos por Rubro
La Entidad mantuvo la liquidez necesaria que aseguró la percepción y disponibilidad de los recursos financieros necesarios para la atención de los compromisos en forma adecuada y oportuna, para lo cual se realizó la verificación, control, registro y administración de los ingresos por concepto de tasas, derechos, multas y otros ingresos.
La Ejecución Presupuestaria de recursos por rubro de la ANH al 31 de diciembre de 2012, alcanza Bs100.126.608, 79(Cien Millones Ciento Veintiséis Mil Seiscientos Ocho 79/100 Bolivianos), que representa el 35,27% del presupuesto vigente, de los cuales Bs91.120.004, 37(Noventa y Un Millones Ciento Veinte Mil Cuatro 37/100 Bolivianos), corresponden a ingresos corrientes provenientes de Tasas, Derechos, Multas y Otros Ingresos No Especificados, alcanzando una ejecución del 111%. Los rubros del grupo 35000 Disminución y Cobro de Otros Activos Financieros, no son ejecutables, ya que constituyen fuentes financieras, que se originan en la disminución neta de saldos del activo disponible y del activo exigible. Incluye lo presupuestado en el rubro 35210 Disminución de Cuentas por Cobrar, es decir el cobro de recursos devengados no percibidos en la gestión anterior cuya ejecución alcanza a Bs9.006.604, 42(Nueve Millones Seis Mil Seiscientos Cuatro 42/100 Bolivianos), el 96% de lo presupuestado.
EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA DE RECURSO POR RUBROS GESTIÓN 2012 (Expresado en Bs) RUBRO
PRESUPUESTO APROBADO LEY N° 211
MODIFICACIÓN LEY N° 233
EJECUCIÓN AL 31/12/2012
81.915.173,00
91.120.004,37
77.955.784,00
87.097.874,21
3.459.389,00
3.550.222,50
104.616,78 300.000,00
TASAS, DERECHOS Y OTROS INGRESOS
367.290,88
DISMINUNCIÓN Y COBRO DE OTROS ACTIVOS FINANCIEROS
105.820.231,00
90.492.500,00
196.312.731,00
9.006.604,42
Disminución de Caja y Bancos
96.476.576,00
186.969.076,00
Disminución de Cuentas a Corto Plazo
9.343.655,00
INCREMTO DE OTROS PASIVOS Y APORTE DE CAPITAL
5.653.401,00
Incremento de Cuentas a Pagar a CP por Deudas Comerciales
Incremento de Cuentas a Pagar a CP .por Sueldos y Jornales
1.959.656,00
Incremento de Cuentas a Pagar a CP .por Aportes Patronales
375.139,00
Incremento de Cuentas a Pagar a CP .por Retenciones
285.339,00
TOTAL FU E N TE :
193.388.805,00 90.492.500,00
283.881.305,00
100.126.608,79
AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH) - DIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN Y FINANZAS (DAF)
El rubro 15100 Tasas es la principal fuente de ingresos de la ANH, que representa más del 86% del total de ingresos del periodo, se ha ejecutado Bs87.097.874,21(Ochenta y Siete Millones Noventa y Siete Mil Ochocientos Setenta y Cuatro 21/100 Bolivianos), el 111% del total programado, son ingresos por concepto de depósitos realizados por empresas reguladas, correspondientes al uno por ciento (1%) del valor bruto obtenido de las tarifas de transporte por ductos, del valor de las ventas brutas de las Refinerías y del valor de las ventas brutas de los concesionarios para la distribución de Gas Natural por Redes, conforme lo establece el Art. 26 de la Ley de Hidrocarburos Nº 3058. En la gestión 2012 realizaron los depósitos y transferencias las siguientes empresas:
EJECUCIÓN DE RECURSOS RUBRO: 15100 TASAS POR EMPRESA AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 (Expresado en Bolivianos)
29.573.838,67
13.505.947,47
9.134.635,61
1.527.917,91
1.087.696,20
654.316,36
3.661.157,87
50.042.770,65
47.003.465,16
3.039.305,49
7.481.264,89
436.089,87
7.045.175,02
Gas Oriente Boliviano GOB
Distribuidora de Carburantes DISCAR
Concesionarios de Distribución de Gas Natural por Redes
Empresa Tarijeña del Gas (EMTAGAS)
YPFB Redes de Gas
Gas Transporte Boliviano GTB
El monto recaudado en la gestión 2012, supera a lo recaudado por este concepto en gestiones anteriores:
DEPÓSITOS POR CONCEPTO DE MULTAS PERIODO 2008-2012 (Expresado en Bolivianos) GESTIÓN
408.087,95
659.380,96
3.816.666,07
DEPÓSITOS POR CONCEPTO DE MULTAS PERIODO 2008-2012 (Expresado en Millones de Bolivianos)
0.41 2008
0.95 2011
Ejecución Presupuestaria por Grupo de Gastos
La ejecución presupuestaria de gastos del 1° de enero al 31 de diciembre de 2012 de la ANH, alcanzó a Bs173.827.989,75(Ciento Setenta y Tres Millones Ochocientos Veintisiete Mil Novecientos Ochenta y Nueve 75/100 Bolivianos) equivalente a un 61,23% del total programado; los grupos de gasto con mayor porcentaje de ejecución son las Transferencias con un 99,98% de ejecución; el Servicio de la Deuda Pública y Disminución de Otros Pasivos con un 99,87% con relación al presupuesto vigente; el grupo de Servicios Personales alcanza una ejecución del 75,33%, referido al pago de sueldos y aportes a la seguridad social de los funcionarios de planta y personal eventual que desarrollan funciones en la ANH; el grupo de gasto de Materiales y Suministros obtuvo un 72,36% de ejecución con relación al presupuesto vigente. MEMORIA INSTITUCIONAL 2012
Cabe aclarar que el grupo de gasto Activos Financieros, donde se registra la partida de gasto 57100 “Disminución de Caja y Bancos”, relacionada con la aplicación financiera que se originan en el incremento neto de saldos de Caja y Bancos, es considerada una partida no ejecutable debido a que su disminución se realiza a través de modificaciones presupuestarias intrainstitucionales, previa autorización expresa del MEFP.
EJECUCIÓN PRESUPUESTARIA POR GRUPO DE GASTOS AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 (Expresado en Bolivianos) GRUPO DE GASTO
MODIFICACIONES PRESUPUESTARIAS LEY N° 233 LEY N° 291
41.504.074,00
9.670.610,00
51.174.684,00
38.552.252,96
65.764.915,00
5.375.936,00
71.140.851,00
40.313.412,91
17.805.372,00
26.508.188,00
44.313.560,00
32.065.762,39
45.631.630,00
36.890.114,00
82.521.744,00
29.632.765,19
16.612.402,00
-15.236.489,00
1.375.913,00
Servicio de la Deuda Pública y Disminución de Otros Pasivos
5.361.626,00
19.861.626,00
19.835.689,88
13.292.177,00
13.391.977,00
13.388.977,00
558.986,00
-508.036,00
13.052,82
TOTAL FUE N TE :
193.388.805,00
173.827.989,75
Dando cumplimiento a lo establecido en el Decreto Supremo N° 0181 de las Normas Básicas del Sistema de Bienes y Servicios, en base al Plan Anual de Contrataciones (PAC), elaborado según los requerimientos inscritos por las Unidades Solicitantes en el Programa Operativo Anual (POA), se ha ejecutado los procesos de contratación solicitados, verificando el cumplimiento de las actividades previas, las cuantías de las contrataciones, realizando los actos inherentes a los procesos de contratación, registrando los mismos, según la cuantía, en el Sistema de Contrataciones Estatales, brindando la información requerida a proponentes, Unidades Solicitantes y cumpliendo todos los requisitos establecidos en la normativa citada. En la tabla y gráficos siguientes se expresa de manera comparativa, el detalle del estado de los procesos de contratación al 31 de diciembre de 2012 discriminando los procesos de contratación según la cuantía de Bs1 a Bs20.000 y de Bs20.001 en adelante, aclarando que todos los procesos de contratación con cuantías superiores a Bs20.000 fueron registrados en el PAC de acuerdo a lo establecido en la normativa de contrataciones.
DETALLE DE CONTRATACIONES AL 31 DE DICIEMBRE DE 2012 DETALLE DE PROCESOS DE CONTRATACIÓN N°
CONVOCATORIA O PROCESOS DE CONTRATACIÓN SOLICITADOS
SOLICITUDES / CONVOCATORIAS EJECUTADAS
DESIERTAS, CANCELADAS, ANULADAS, O NO EJECUTADAS
CONVOCATORIAS CONCLUIDAS EN CONTRATO U ORDEN DE COMPRA
De Bs. 1 a Bs. 20.000
23 no ejecutadas
De Bs. 20.000 en adelante
4 no ejecutadas
204 primeras convocatorias 47 segundas convocatorias 13 terceras convocatorias 1 cuarta convocatoria
127 convocatorias
AUDITORÍA EN APOYO AL CONTROL EXTERNO POSTERIOR
primeras convocatorias 5 segundas convocatoria
10 desiertas 1 no ejecutada
1 primera convocatoria 1 segunda convocatoria
5 y 1 parcialmente adjudicada (ítems)
Unidad de Recursos Humanos Con el objetivo de Administrar la captación, desarrollo y permanencia de personal idóneo para las distintas áreas organizacionales de la institución y contribuir al logro de los objetivos institucionales con eficiencia y transparencia, se muestra los principales resultados obtenidos, durante la gestión 2012 correspondientes a las áreas de: Contrataciones y Capacitación.
Se llevaron a cabo 28 procesos de contratación y fueron publicadas 71 vacantes bajo la modalidad de Convocatoria Pública Externa comprendida en el marco de la Normativa Básica del Sistema de Administración de Personal (NB-SAP):
Cargos Declarados Desiertos
DIRECCIÓN DE PLANIFICACIÓN Y DESARROLLO INSTITUCIONAL La DPDI, en la búsqueda continua de mejoras significativas en la gestión institucional, ha liderado la reformulación del PEI 2011-2015, que inicio con la definición precisa de los servicios que brinda la ANH a la sociedad: Regulación, Supervisión, Control y Fiscalización de la cadena hidrocarburífera. En función de ello, se definió una “Estructura Organizacional Transitoria “que fue complementada con la reformulación del POA, destacándose la adecuada vinculación de los Objetivos de Gestión Institucional con los Programas del Presupuesto. Se ajustaron los reglamentos y sus respectivos procedimientos y también se emitieron nuevos, según las necesidades identificadas. Se analizó el mandato legal de la ANH y las competencias con definiciones precisas, se reformuló la Misión, Visión, Objetivos Estratégicos y Estrategias. Se efectuó el rediseño de las áreas organizacionales creadas (DTEP; DCMI; DCOD; Distritales y otras Unidades), se ajustó la dependencia lineal y funcional y el Manual de Organización y Funciones así como la normativa interna. Se procedió a la Reformulación oportuna del POA (POA y Presupuesto con estructura vinculada) ajustándose la coherencia de los objetivos Específicos y Operaciones y obteniéndose Indicadores adecuados. En lo que respecta a los logros obtenidos, se definió el Marco Estratégico Institucional de la ANH, su Rol fue comprendido por el personal y se identificó a la Entidad como Regulador. También se elaboró la Estructura Organizacional Transitoria 2012, se obtuvo presencia y cobertura nacional con mejor capacidad de respuesta institucional, agilidad, efectividad y una cultura de mejora continua. Asimismo, se actualizó la Normativa (Reglamentos y Manuales) y se simplificó y automatizó procesos (SIREL). Por tanto, se obtuvo una Gestión Institucional enfocada con solidez y confiabilidad en el abastecimiento, se brindó facilidades para los consumidores y regulados con Normativa interna para la atención de reclamos y trámites agiles vía web, se coadyuvó al bienestar social, disminuyendo los conflictos sociales atribuidos a la escasez de carburantes, lográndose el reposicionamiento de la ANH a nivel nacional.
“Pueblo que se resigna a tecnologías pasadas, sucumbe en el campo de la ignorancia y se entierra en sus ideales”
UNIDAD DE SISTEMAS Se realizó los esfuerzos necesarios para lograr el salto tecnológico de la ANH implementando una infraestructura tecnológica de última generación que permite generar eficiencia y efectividad en las actividades de su personal, y la ejecución de nuevos proyectos en beneficio de la economía del país como es el proyecto B-SISA, la plataforma única informática - Hydro, una amplia red de comunicaciones y un Centro de Procesamiento de Datos de primer nivel que han permitido obtener información ejecutiva para la toma de decisiones en pro de una fiscalización eficiente de toda la cadena hidrocarburífera en beneficio de todos los bolivianos y bolivianas. Se implementó nuevas tecnologías de Información y Comunicación, definiendo y ejecutando proyectos de Comunicación e información en base a los requerimientos del personal de la ANH como el B-SISA, Hydro, acompañada de toda la infraestructura de comunicaciones y almacenamiento requerido. Se diseñó, desarrolló e implementó sistemas con tecnologías de información modernas, a través de la utilización de una infraestructura adecuada de comunicación y almacenamiento implementándose sistemas como el HYDRO, BSISA, SIREL y otros, lográndose: El posicionamiento de la ANH como institución tecnológica del País, la implementación de uno de los Centros de Procesamiento de Datos más avanzados del País y la adquisición de tecnología de Punta para la implementación del B-SISA a nivel nacional. Se proporcionó herramientas tecnológicas indispensables para la fiscalización de los hidrocarburos del País para la implementación de nuevos servicios electrónicos para el intercambio de información de manera segura como de herramientas de video y voz para la coordinación de reuniones a nivel nacional. Se obtuvo capacidades de gestión abierta, moderna, segura, transparente y versátil de la información hidrocarburifera, apoyando en todas las actividades relacionadas con la fiscalización de hidrocarburos a través de la utilización de herramientas de comunicación e información de última generación.
Implementaci贸n de antenas RFID en EESS para el proyecto B-SISA
1 Mill贸n de TAGS para el Etiquetado de Veh铆culos
Centro de Procesamiento de Datos (CPD) Se adecuó la infraestructura arquitectónica y adquirió equipos y equipamiento para implementar el Centro de Procesamiento de Datos Principal, con el fin de emprender el cambio tecnológico definido en Plan Estratégico Institucional (PEI) de la ANH.
Servidores de Base de Datos y Aplicaciones Se emprendió el cambio tecnológico definido en PEI de la ANH adquiriendo infraestructura tecnológica para procesar, almacenar y resguardar la información de la institución.
Gestión de Base de Datos Se promovió el cambio tecnológico definido en PEI de la ANH a través de nueva infraestructura de software para gestionar la base de datos relacional de la institución.
Fortalecimiento Infraestructura de Red Se garantizó el funcionamiento de la red Corporativa de comunicaciones de la ANH a través la adquisición de equipamiento especializado de comunicación de redes, infraestructura adecuada de cableado, adquisición de nuevos servidores dedicados para garantizar el funcionamiento de la infraestructura de la red y se adquirió herramientas para el mantenimiento de la red de datos.
Implementación y Mejora de los Servicios de Comunicación de Voz y Video Se Implementó un servicio de comunicación de video con tele presencia, telefonía IP para reducir los costos de comunicación de larga distancia y mejores servicios basados en telefonía como por ejemplo video llamada, correo de voz y otros. Se utilizó una sola infraestructura de comunicación.
Implementación Plataforma de Seguridad Se implementó un servicio de antivirus institucional para la ANH para la protección de equipos de computación, y protección perimetral de la red Corporativa de la Entidad.
DIRECCIÓN JURÍDICA En el ámbito legal se atendió y resolvió los asuntos afines al transporte de hidrocarburos por ductos, refinerías, regulatorios referentes a la otorgación, modificación y renovación de concesiones, licencias y autorizaciones para la comercialización de hidrocarburos; asimismo, regulatorios-sancionatorios y temas administrativos referentes a la emisión de resoluciones administrativas, informes legales en aspectos jurídicos, contrataciones, para auditorías y otros de acuerdo al siguiente detalle: Nº
RA 0759/2012 de 17 de abril de 2012.
Art. 10 Núm. II
Decreto Supremo 29753 de 22 de octubre de 2008.
Decreto Supremo 25835 de 07 de julio de 2000.
Art.1, 2,3.
Decreto Supremo 28419 de 21 de octubre de 2005.
Art. 3, 4, 5 y otros.
Decreto Supremo 0572 de 14 de julio de 2010.
Art. 118 Núm. 2
Decreto Supremo 1499 de 20 de febrero de 2013.
Art. 1, 5 y otros.
Decreto Supremo 28176 de 19 de mayo de 2005
Art. 1, 2, 3, 4, 5, 6.
SE EMITIERON RESOLUCIONES DE AUTORIZACIÓN DE PUESTOS DE VENTA
RA 1706/2011 de 21 de noviembre de 2011.
Reglamento de Construcción y Operación de EE°SS° de GNV
Art.7 Parágrafo II y V
Reglamento de Construcción y Operación de EE°SS° de GNV y talleres de Conversión de GNV.
Decreto Supremo 24721 de 23 de julio de 1997 Reglamento de Construcción y Operación de EE°SS° Líquidos.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE AUTORIZACIÓN DE GRACOS
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE IMPORTACIÓN DE LÍQUIDOS Y GRASAS AUTORIZADAS
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE AUTORIZACIÓN DE CONSTRUCCIÓN DE GNV.
y talleres de Conversión de GNV
Decreto Supremo 27956 de 22 de diciembre de 2004.
Art. 3 y 4.
Art. 36, 37, 38, 39, 40, 41, 42.
Anexo II, Art.8, 9
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE AUTORIZACIÓN DE OPERACIÓN DE TALLERES GNV.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE AUTORIZACIÓN DE CONSTRUCCIÓN DE EE°SS°LÍQUIDOS.
Art. 34, 35, 36, 37, 38.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE AUTORIZACIÓN DE LICENCIAS DE OPERACIÓN PARA EE°SS°LÍQUIDOS.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS APROBANDO LAS TRANSFERENCIAS DE EE°SS° DE GNV.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS APROBANDO LAS TRANSFERENCIAS DE EE°SS°LÍQUIDOS.
Reglamento de Construcción y Operación de EE°SS° Líquidos.
Art. 44, 45, 46.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS APROBANDO LA MODIFICACIÓN, AMPLIACIÓN Y TRASLADO DE EE°SS°LÍQUIDOS.
Art. 49, 50, 51.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS APROBANDO LA MODIFICACIÓN, AMPLIACIÓN Y TRASLADO DE EE°SS° GNV.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA LA CONSTRUCCIÓN DE TALLERES DE CONVERSIÓN A GNV.
Art. 103, 104, 105, 106.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA LA AUTORIZACIÓN DE LICENCIAS DE OPERACIÓN DE TALLERES DE CONVERSIÓN A GNV.
Art. 107, 108.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA EL TRASLADO, MODIFICACIÓN, AMPLIACIÓN DE TALLERES DE CONVERSIÓN A GNV.
Art. 126, 127.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA AUTORIZAR LA TRANSFERENCIA DE TALLERES DE CONVERSIÓN A GNV.
Reglamento de Construcción y Operación de Plantas de
distribución de GLP en Garrafas.
Anexo II. Art. 7.
Decreto Supremo 24721de 24 de julio de 1997.
Reglamento de Construcción y Operación de Plantas de distribución de GLP en Garrafas.
Art. 44, 45, 46, 47, 48.
Art. 51, 52,53.
RA 2037/2012 de 09 de Agosto de 2012.
RA 1337/2012 de 06 de Junio de 2012.
Decreto Supremo 27172 de 15 de septiembre de 2003.
Art. 86, 87.
Ley 1600.
Art. 1, 7, 10.
Ley 2341.
Art. 64, 65, 71.
Decreto Supremo 26821
SE EMITIÓRESOLUCIÓN ADMINISTRATIVA PARA AUTORIZAR LA CONSTRUCCIÓN DE PDGLP.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA LA AUTORIZACIÓN DE LICENCIAS DE OPERACIÓN PARA LAS PDGLP.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA EL TRASLADO, MODIFICACIÓN, AMPLIACIÓN DE PDGLP.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS PARA LA AUTORIZACIÓN DE COMPRAS LOCALES O ADQUISICIÓN DE PRODUCTOS NO TERMINADOS.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE RECURSOS DE REVOCATORIA.
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS SANCIONATORIAS
Decreto Supremo 1499 Decreto Supremo 29814 Decreto Supremo 28511
Decreto Supremo 29814
Disposition Única.
Ley de Hidrocarburos N° 3058 de 17 de Mayo de 2005.
Art. 25 inc. E.
RA. SSDH 0690/2005 de 01 de junio de 2005
SE EMITIERON RESOLUCIONES ADMINISTRATIVAS DE INSCRIPCIÓN AL LIBRO NACIONAL DE EMPRESAS.
UNIDAD DE TRANSPARENCIA Se desarrolló los cuatro ejes de trabajo establecidos: fortalecimiento de la participación ciudadana, de la transparencia en la gestión pública y el derecho de acceso a la información, medidas para eliminar la corrupción y mecanismos de coordinación institucional. Se fortaleció el acceso a la información en las Ventanillas de Transparencia de la ciudad de La Paz y de la unidad distrital Cochabamba; se realizaron las gestiones necesarias para su efectiva implementación en las unidades distritales de Santa Cruz y Chuquisaca. A través de estas ventanillas, se agilizó los trámites administrativos, brindando información, revisando y verificando la documentación a ser presentada en trámites de: inscripción, construcción y operación, licencias, renovación, categorización, registros, inscripción de personal técnico, entre otros, mejorando de esta manera la atención a nuestro usuarios, regulados y ciudadanía en general reafirmando la transparencia institucional. Se realizaron las Audiencias Públicas de Rendición de Cuentas inicial e intermedia, en coordinación con el MHE de conformidad con los artículos 241 y 242 de la Constitución Política del Estado. Se definió las líneas y directrices para la implementación de la Política Plurinacional de Descolonización de la ética pública y Revolución del comportamiento de las servidoras y los servidores públicos. También se estuvo activamente en todas ferias de promoción y difusión organizadas por el Ministerio de Transparencia Institucional y Lucha contra la Corrupción. Se hizo seguimiento a los procesos jurisdiccionales contra de ex servidores públicos por hechos de corrupción en el marco de la Ley de Lucha contra la Corrupción, Enriquecimiento ilícito e Investigación de fortunas, en coordinación con Dirección Jurídica de la ANH. Se atendió consultas referentes a 1403 trámites relacionados a procesos administrativos/regulatorios de competencia de la ANH, a través de la Ventanilla de Transparencia de la oficina central de acuerdo al siguiente detalle:
Consultas sobre Trámites Administratvos / Regulatorios Diciembre
Consultas sobre Trámites Administratvos / Regulatorios Septiembre
UNIDAD DE AUDITORIA INTERNA Fortaleció las capacidades gerenciales, operativas y administrativas de la institución, a través de la adecuada implementación de los Sistemas de Administración y Control Gubernamental, que faciliten a la institución en la implementación de una gestión por resultados mediante Auditorías: Financieras (confiabilidad de los registros y estados financieros), Especiales, Operativa y Seguimiento a los informes emitidos, mejorando la eficiencia en las operaciones al interior de la ANH, efectuándose:
Examen a la Confiabilidad de los Registros y Estados Financieros - 1
Auditorías Especiales - 13
Auditoría de los SAYCO - 1
Seguimientos a informes - 13
Informes circunstanciados - 3
Informes de relevamiento - 2
Auditorías no programadas - 2
Como resultado se obtuvo el fortalecimiento de la eficiencia en la captación y uso de los recursos públicos y en las operaciones de la ANH.
Aditivo.- Una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus propiedades. Asfalto.- Betún negro, sólido quebradizo, que se derrite al fuego y arde con dificultad. Suele emplearse, mezclado con arena, en pavimentos (bitumen y agregado), y entra en la composición de algunos barnices y en varias preparaciones farmacéuticas.
B Barril (Bbl).- Medida americana de volumen, equivalente a 35 galones imperiales, 42 galones US o 158.98 litros.
E Estación de compresión.- Utilizada durante el transporte de gas. El gas pierde presión al recorrer grandes distancias; para asegurar un flujo uniforme debe ser re comprimido en estaciones localizadas cada 60 a 80 Km. a lo largo de la ruta.
G Gas de refinería.- Es el gas emanado de las refinerías como excedente de sus procesos compuesto en general por hidrógeno, metano, etileno, propileno y butilenos y otros gases. Otros gases como nitrógeno y/o anhídrido carbónico. Gas húmedo.- a) Lo mismo que gas rico, es decir, gas que contiene hidrocarburos licuables a temperatura y presión ambiente. b) Contiene vapor de agua.
Campo de Gas / Condensado.- El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo líquido. Campo de Gas Seco.- Un yacimiento que producirá gas seco (pobre) y cantidades muy pequeñas de condensado; típicamente menos de 10 barriles por millón de pies cúbicos. Capacidad de ducto.- El volumen de petróleo o gas que se requiere para mantener el ducto lleno, o el volumen que se puede hacer pasar a través del ducto en un determinado período.
Gas natural.- Forma gaseosa del petróleo que ocurre bajo la tierra, Combustible que contiene principalmente metano (80%), etano, propano, butanos, pentanos, y hexanos; más otros elementos no hidrocarburos como nitrógeno, anhídrido carbónico, gas sulfhídrico. Gas natural crudo.- Gas natural que contiene impurezas y sustancias indeseables tales como: agua, nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico gaseoso y helio. Estos se remueven antes de que el gas se venda.
Crudo.- Petróleo que proviene de un yacimiento, después de separarle cualquier gas asociado y procesado en una refinería.
Gasoducto.- Es el ducto o sistema de ductos que cuenta con Concesión o Licencia, utilizado para el transporte de Gas natural.
Downstream (Corriente abajo).- Para el caso del petróleo y del gas define el intervalo en el que cúmplan los procesos de refinación, separación, fraccionamiento, distribución y comercialización.
Hidrocarburo.- Cada uno de los compuestos químicos (sólido, líquido o gas) resultantes de la combinación del carbono con el hidrógeno.
Parafina.- Material sólido o semi sólido derivado de destilados o residuos; se emplea para distintos propósitos incluyendo velas y encerados.
Kerosene.- Producto resultante de la refinación del petróleo crudo, cuyo punto de ebullición se encuentra entre el de la gasolina (nafta) y el del gas oíl, en la actualidad el mayor consumo de sus variedades es como combustible para aviones con motor a reacción (jet fuel).
Pie(s) cúbico(s).- La cantidad de gas requerido para llenar un volumen de un pie cúbico. Unidad de medición aplicada al volumen de gas producido o consumido. Poliducto.- Se dice de una tubería o ducto que alternativa
Líquidos del gas natural (LGN).- Los líquidos del gas natural son esencialmente los hidrocarburos que se pueden extraer en forma líquida del gas natural tal como se produce, se pueden comercializar por separado tales como mezclas de etano, GLP, pentano, propano, butano e isobutano y algunos hidrocarburos pesados.
M Margen (swing).- La cantidad por la cual puede diferir, durante un período determinado, el suministro de gas del valor diario contratado. Metro cúbico.- Unidad de medición para volumen de gas. La cantidad de gas requerido para llenar el volumen de un metro cúbico. Mercado Externo.- Considera todos los volúmenes de hidrocarburos transportados por ductos y comercializados para su consumo fuera del territorio nacional.
Nafta.- Un rango de destilados más ligeros que la querosina. Cuerpo líquido que resulta de la mezcla de diversos hidrocarburos.
Yacimiento.- Acumulación de petróleo y/o gas en roca
porosa tal como arenisca. Un yacimiento petrolero normalmente contiene tres fluidos (petróleo, gas y agua) que se separan en secciones distintas debido a sus gravedades variantes. El gas siendo el más ligero ocupa la parte superior del yacimiento, el aceite la parte intermedia y el agua la parte inferior.
Memoria Institucional ANH 2012

References: RESOLUCIÓN 
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 Resolución 
 Resolución 
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 Resolución 
 artículo 58
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