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Informe Hidrocarburos MSM

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Informe Hidrocarburos MSM

  1. 1. Diagnostico del Sector Hidrocarburos de Bolivia con Foco en la Exploración y Propuesta para su Desarrollo Octubre 2013
  2. 2. Gas Energy Latin America Caracas Gas Energy S.A. es una empresa de consultoría y asesoría empresarial, enfocada en las áreas de petróleo, gas y electricidad con actuación en toda América Latina. Bogota Quito Lima Santa Cruz de la Sierra Oficinas técnicas: Rio de Brasil. Janeiro: Rio de Janeiro para atender Montevideo Buenos Aires Bolivia: para atender Argentina, Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay y Venezuela Oficina Principal - Equipo Técnico Oficina Regional 2 Gas Energy Latin America
  3. 3. Potencial hidrocarburífero y gasífero en Bolivia Zona Norte: Potencial para petróleo en zona no tradicional Zona complicada geológicamente y también ambientalmente Zona sin infraestructura de caminos y de hidrocarburos y sin acceso a mercados Zona Sur: Gran potencial de gas natural en zona tradicional del sur de Bolivia con cerca a 60 a 70 TPC Zona complicada geológicamente Gran productividad y por ende bajos costos de producción (1 a 3 MMmcd/pozo) Zona con avanzada infraestructura de caminos, de hidrocarburos y acceso a mercados Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Estimaciones Gas Energy, 2013 3 Potencial en Bolivia
  4. 4. Probabilidad de tamaño de campos de gas natural • Tasa de éxito en Bolivia para la zona tradicional gasífera está entre 30 a 35%, es decir, 1 de cada tres pozos puede resultar exitoso. Fuente: Y.P.F.B., 2012, empresas privadas 4 Tamaño de campos de gas natural  80% de las áreas inferiores a 1 TCF.  65% son inferiores a 0,5 TCF.  Poca probabilidad de megacampos
  5. 5. Perforación en Bolivia Descubrimiento de Mega Campos / Mas de 10 años atrás Mega Campos Año Descubrimiento San Alberto Sábalo 1997 Margarita 1998 Itaú 2002 Incahuasi 2004 Fuente: Y.P.F.B., 2013, empresas privadas 5 Perforación en Bolivia
  6. 6. Proyección Oferta-Demanda Gas Natural Bolivia - Gas Energy Demanda Mercado Argentina, Brasil y Bolivia Déficit Déficit con ampliación a Brasil: 3,48 TPC Producción: 9.48 TPC Déficit MMmcd Principio de déficit Fin de contrato GSA con Brasil 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 1,9 3,8 3,7 -0,7 1,4 -6,1 -12,3 -17,4 -25,9 -31,0 -35,3 -41,8 -47,5 -52,5 Fuente: YPFB, empresas privadas y Gas Energy 6 Oferta/Demanda
  7. 7. Análisis de Reservas Probadas – No hay certificación de reservas 14 11,46 12 9,94 ? 10 3,06 TPC 8 Aquío-Ipatí + campos menores (Río Grande)???? 6 8,4 4 Todos los campos menos consumo????? 2 0 2006 2007 Fuente: YPFB, y estimaciones Gas Energy 7 Reservas 2008 2009 2010 Ultima certificación oficial de reservas (todos los campos) 2011 2012
  8. 8. Análisis del déficit con futura exploración - Tiempo Escenario realista en zona tradicional Excedentes con capacidad 18 a 22 pozos exploratorios inmediatos 1,500 MMUSD Pozos de desarrollo y plantas 3,800 MMUSD TOTAL 5,300 MMUSD Inicio estimado de producción 5 a 10 años Inicio exploración con incentivos y Ley Fuente: Gas Energy, 2013 8 Período para posibilidad de nueva Producción Para ésta fecha ya existiría un DÉFICIT
  9. 9. Producción de petróleo Histórico Producción de Petróleo (2009 -2013) 7 6 Demanda interna 50,000 bbl/día MBbls/día 6 5 5 4 Fuente: Y.P.F.B, 2013 9 Producción de Petróleo may-13 mar-13 ene-13 nov-12 sep-12 jul-12 may-12 mar-12 ene-12 nov-11 jul-11 may-11 mar-11 ene-11 nov-10 sep-10 jul-10 may-10 mar-10 ene-10 nov-09 sep-09 jul-09 may-09 mar-09 ene-09 3 sep-11 D.S. 1202 Incentivo a la producción de Hidrocarburos Líquidos 4
  10. 10. Proyección Producción de Crudo + Licuables del Gas Natural Aún con la producción de prospectos exploratorios no se frena la declinación. Fuente: Y.P.F.B, 2013 y Gas Energy 10 Declinación Producción de Líquidos
  11. 11. Áreas Reservadas a favor de YPFB 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Lista de áreas reservadas a favor de YPFB (104) MADRE DE DIOS RIO BENI MADIDI SECURE CEDRO ALMENDRO AZERO CAROHUAICHO “A” CAROHUAICHO “B” CAROHUAICHO “C” CAROHUAICHO “D” IÑAU SAUCE MAYU ITACARAY HUACARETA TIACIA AGUARAGUE “NORTE” AGUARAGUE “CENTRO” AGUARAGUE “SUR A” AGUARAGUE “SUR B” IÑIGUAZU SAN TELMO COIPASA CORREGIDORES CAMPO BUENA VISTA CAMPO CAMATINDI 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 CAMPO SANANDITA ASTILLERO SUNCHAL SAYURENDA CAMPO VILLAMONTES ISIPOTE CARANDAITI BOYUIBE YOAI CUPECITO CHISPANI LLIQUIMUNI CHEPITE ISARSAMA MANCO KAPAC SAN MIGUEL FLORIDA EL DORADO OESTE ARENALES TAPUTÁ OVAI ALGARROBILLA YUCHAN CASIRA LA CEIBA CAPIGUAZUTI 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 RIO SALADO LA GUARDIA IGUEMBE SAN MARTIN OKINAWA RODEO PILAR EL REMATE NUEVO HORIZONTE PUERTO GRETHER COBIJA MANURIPI TOROMONAS NUEVA ESPERANZA SAN FELIPE ENERO LITORAL IVIRZA MADRE SELVA SAN SILVESTRE LA TIGRA ABAPÓ MENONITA AVISPA MONTEVERDE TITA-TECHI 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 ABEJA COLIBRÍ FORTIN PAREDES OTUQUIS IZOZOG ORIENTAL PELÍCANO LAS MORAS PETA MIRAFLORES AYOREO ALEGRÍA EL CHORE YUARENDA SANTA CATALINA SAN ANDRES CHACARILLA TOTORANI SANTA LUCIA GARCI MENDOZA RIO MULATO COLCHANI CASA GRANDE CHARAGUA IRENDA INGRE Contratos con Petroandina: 12 Entregadas a subsidiarias o con contrato sin fecha efectiva: 11 Áreas sin actividad hidrocarburífera: 81 11 Áreas Reservadas a favor de YPFB Fuente: Y.P.F.B, 2012
  12. 12. Rondas Brasil – Exploración – Programa Prongas Ronda 12 Programa Prongas Onshore 240 Bloques exploratorios onshore a licitarse: 110 Bloques en áreas de nueva frontera 130 bloques en cuencas maduras Focalizados en la búsqueda de gas natural Fuente: Wood Mackenzie, 2013 12 Brasil exploracion
  13. 13. Incentivos otorgados y propuestos - Parche  Como está nuestro marco jurídico? A la inversa 1. 2. 3.  Reglamentos de la Ley Hidrocarburos No. 1689 (1996) y Ley de Hidrocarburos No. 3058 Ley de Hidrocarburos No. 3058 (2005) Constitución Política de Estado (2009) Solo se ha elaborado y hecho noticia de normas y propuestas que tienen como fin «incentivar» las inversiones en el UPSTREAM: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. Decreto Supremo de Contratos Petroleros con SAM y Costos Aprobados. Decreto Supremo que incentiva la producción de líquidos en Campos Marginales y Pequeños. Propuesta de Ley de Inversiones. Proyecto de Decreto Supremo para desarrollo de Actividades en Áreas Protegidas. Proyecto Decreto Supremo para Incentivos Económicos. Propuesta de Nueva Ley de Hidrocarburos. Propuesta para disminución de los plazos para obtener Licencia Ambiental. Propuesta para consulta previa. Fuente: Y.P.F.B, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Gaceta Oficial de Bolivia, 2013, Noticias de Prensa 13 Incentivos
  14. 14. Propuesta para Diferir Regalías + IDH Porcentaje de pagos por Regalías, IDH y participaciones Tasa de descuento Obligación Situación actual Prorrateado a 10 años* 50 % 20,96 % 50 % 26,89 % 50% 33,35% IDH 12 % anual Regalías Regalía (Beni y Pando) Participación TGN IDH 8% anual Regalías Regalía (Beni y Pando) Participación TGN IDH 5% anual Regalías Regalía (Beni y Pando) Participación TGN Otros mecanismos como precios internacionales para líquidos, diferimiento IUE * Fuente Gas Energy en base a interpretaciones preliminares de medios de comunicación 14 Valor Actual de los montos posiblemente Retenidos
  15. 15. Propuesta Gas Energy  Trabajar en una coherente Ley de Hidrocarburos, de Inversiones y posteriores Reglamentos que: 1. 2. 3. 4. 5. 6. Reglamenten y complementen la CPE Establezca claramente los incentivos económicos y fiscales Establezca con claridad el modelo de contrato a usarse Establezca claramente los procesos de licitación de áreas (no a dedo) Establezca claramente el rol de YPFB, subsidiarias y ANH Establezca claramente la asignación de mercado interno/mercado exportación  Tener claro el escenario de mercado de Brasil y su estrategia para una complicada negociación del contrato mas allá del 2019  Las condiciones de precio, niveles de entrega y despacho, depreciaciones y otros del contrato a Brasil son fundamentales para establecer un régimen de incentivos económicos y fiscales. Fuente: Gas Energy 15 Incentivos
  16. 16. Conclusiones  Política exploratoria se encuentra en un punto muy critico y se esta monetizando reservas descubiertas una década atrás y no reponiendo las mismas.  En gas natural existe un superávit de corto plazo y un creciente marcado déficit a partir del 2017 para atender los contratos de exportación y el mercado interno  En petróleo la situación es bastante similar pues la producción está declinando con cada vez mayores importaciones de diesel por falta de exploración.  La renovación del contrato de gas al Brasil debe empezar antes que después.  Bolivia, debe atraer inversiones inmediatas del orden de los 5,000 MMUSD, debe reconstruir su marco legal y recuperar seguridad jurídica de manera integral y dejar de hacer parches, para lo cual se necesita una coherente Ley de Hidrocarburos y Decretos Reglamentarios de acuerdo con la CPE.  Bolivia respira de las exportaciones de gas natural y líquidos asociados y el no detonar fuertes inversiones en materia de hidrocarburos puede quebrantar muy fácilmente su economía en el mediano a largo plazo. Fuente: Gas Energy 16 Conclusiones

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