Anuario 2013 Reporte Energia

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Reporte 2013, Anuario elaborado por el periódico Reporte Energía.
El resumen de las noticias más destacadas del año. Petróleo y gas, electricidad, minería, energías alternativas, medio ambiente.
Acceda también a la edición a través de http://bit.ly/Ed113_Anuario_Reporte_Energia

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Anuario 2013 Reporte Energia

  1. 1. www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218 REPORTE 2013 brasil el ‘imán’ petrolero regional Con tres rondas de licitación atrajo a los grandes players del mundo, asegurando un importante flujo de inversión externa en hidrocarburos para los proximos años. bolivia consolida ‘despegue’ gasífero Crecieron volúmenes de producción del fluido, se puso en marcha obras de infraestructura y se adjudicó proyecto de Urea. La exploración sigue rezagada. nota alta para la energía renovable Se marcó un hito para las energías alternativas de América Latina, puesto que se sentaron las bases para ejecutar proyectos de generación que llegan a 1.000 MW. alerta por precios bajos de minerales La caída del valor del oro, plata y estaño en el mercado internacional, puso en aprietos a la industria de los países de la región que comercializan estos metales. Diciembre 2013 - Enero 2014 Foto: Reporte Energía INFORMACIóN ENERGéTICA LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE
  2. 2. pág. EDITORIAL 4 staff Año atípico Director Miguel Zabala Bishop Redacción Jefe de Redacción Franco García Periodistas Lizzett Vargas Edén García Miguel Zabala Bishop Director Reportajes Especiales Cristina Chilo P Redes Sociales Doria Añez Producción Diseño y Diagramación David Durán Rodríguez Administración Gerente General Branko Zabala Gerente Administrativa Ema Peris Al arrancar el año, seguimos escuchando el discurso oficial anunciando una nueva ley, tanto para hidrocarburos como para el sector eléctrico, sin que hasta el cierre de este resumen anual ambas normas hubieran sido promulgadas, desconociéndose además el avance en su elaboración, a pesar del reclamo de analistas, departamentos productores y la industria en general, para que ello ocurra. Sin embargo, se han firmado nuevos contratos de Servicios Petroleros de Exploración y Explotación en las Áreas Reservadas para Yacimientos YPFB, Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San Miguel e Isarsama con las empresas YPFB Chaco, BG Bolivia Corporation y Petrobras Bolivia en bloques de áreas tradicionales y no tradicionales, como Lliquimuni, en el marco de la Ley 3058 vigente. A esto se suma la falta de una nueva certificación de reservas, aunque el anuncio de la misma se repitió a lo largo del año a través de los responsables, por lo que se espera que sea lanzada la licitación para la contratación de una empresa certificadora en algún momento del 2014. Gerente Comercial Kathia Mendoza Gerente de Marketing Lauren Montenegro Diciembre 2013/Enero 2014 Santa Cruz, Bolivia REPORTE 2013 es un producto de Reporte Energía es una publicación de Reporte Energía S.R.L. Calle “I”-Este, No. 175, Equipetrol Norte Tel./Fax +591 3 3415941 Santa Cruz, Bolivia www.reporteenergia.com Distribución nacional e internacional. Todos los derechos reservados. All rights reserved. © Copyright 2008 ISSN 2070-9218 www.reporteenergia.com ISSN 2070-9218 LATINOAMERICANA PARA EL DESARROLLO SOSTENIBLE Diciembre 2013 - Enero 2014 2013 Foto: Reporte Energía INFORMACIóN ENERGéTICA REPORTE robablemente el 2013 sea considerado como un año atípico en materia de inversión y desarrollo de la industria hidrocarburífera y energética en Bolivia, ya que tuvimos la consolidación del mega proyecto Margarita en su segunda fase, así como el impulso a las plantas de separación de líquidos y los nuevos contratos petroleros. Es de destacar que después de más de cinco años de negociaciones con YPFB, finalmente se lanzó el proyecto Azero liderado por la francesa Total en sociedad con la rusa Gazprom, y un compromiso de inversión de unos 130 millones de dólares, generando expectativa por el potencial exploratorio del bloque y la experiencia de ambas socias. brasil el ‘imán’ petrolero regional Con tres rondas de licitación grandes players del mundo, atrajo a los asegurando un importante flujo de inversión externa en hidrocarburos para los proximos años. bolivia consolida ‘despegue’ gasífero Crecieron volúmenes de producción del fluido, se puso en marcha fraestructura y se adjudicó obras de inUrea. La exploración sigue proyecto de rezagada. nota alta para la energía renovable Se marcó un hito para las nativas de América Latina, energías alterpuesto sentaron las bases para ejecutar que se proyectos de generación que llegan a 1.000 MW. alerta por precios bajos de minerales La caída del valor del oro, plata ño en el mercado internacional, y estapuso en aprietos a la industria de región que comercializan los países de la estos metales. Quizás lo atípico no ha sido el crecimiento de la producción en relación al año anterior, sino el inicio madrugador del análisis y la negociación con Brasil para la renovación del contrato de compra venta de gas natural que concluye el 2019. Este análisis viene acompañando a las tres rondas de licitación internacional lanzadas por la ANP brasilera este año para bloques en el Pre-sal, con resultados altamente positivos y en el que los grandes players se hicieron presentes con importantes compromisos de inversión, lo que le cambia el perfil al principal mercado de exportación de gas natural boliviano y por lo tanto su posición negociadora en los años previos a la conclusión del contrato. En el presente Reporte 2013, debemos destacar el análisis de algunos expertos de la región, principalmente Perú y Brasil. El primero, afectado por la lentitud en los procesos de aprobación de licencias y la consulta previa y el segundo con alta inversión en la industria, enfocada especialmente en el desarrollo de las reservas costa afuera del Pre-sal. En síntesis, este fue un año puente que debe llevar a decisiones importantes en 2014, tanto en Bolivia como en el resto de la región. Gracias por seguirnos durante la gestión que concluye y auguramos un año informativo del más alto nivel y con sorpresas para nuestros más fieles lectores. ▲ En síntesis, este fue un año puente que debe llevar a decisiones importantes en 2014, tanto en Bolivia como en el resto de la región. Foto Portada: Reporte Energía Cae precio del oro Redujo su valor de 1.681 a 1.321 dólares la onza troy entre enero y septiembre de 2013, de acuerdo a la cotización de la Bolsa de Metales de Metales de Londres. REPORTE 2013 Eficiencia para cumplir POES Analistas consultados consideran que los proyectos establecidos en este plan eléctrico deben cumplirse en los plazos y costos establecidos. Colombia con reto offshore Alcanzó la meta de 1 MM de B/D de crudo, es atractiva a la inversión, tiene una actividad exploratoria importante y apunta a la producción costa afuera y no convencional. Perforación en áreas protegidas El Gobierno trabajó en el 2013 en la realización de un decreto que norme el ingreso a estas áreas y en el conocimiento de experiencias similares en otros países.
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  4. 4. pág. PETRÓLEO & GAS 6 Según la autoridad dependiente del MHE, es fundamental monitorear la labor de exploración en busca de reponer e incrementar reservas. Este artículo es una transcripción de declaraciones del viceministro de Exploración y Explotación a Reporte Energía. 2013 REPORTE * EDUARDO ALARCÓN, VICEMINISTRO DE E&E* eso estamos los servidores públicos para cumplir con nuestra función. En el tema de reservas como todo recurso no renovable, al descubrirse y sacarse a la superficie para comercializarlo se agota, es un proceso normal que sucede en cualquier país. Lo que tenemos que pensar es reponer las mismas y descubrir nuevas. El presidente de YPFB Carlos Villegas dijo en el Encuentro Soberanía Hidrocarburífera que con lo que tenemos actualmente llegamos al 2023. Este análisis lógicamente está en función de los volúmenes de pro- Foto: Archivo RE V amos a decir en general que el sector hidrocarburos se encuentra en un buen momento en el país. Fruto de ello son los volúmenes de producción y exportación, el cumplimiento del mercado interno y externo y los procesos de construcción de las plantas de separación. Además se evidencia el inicio de la industrialización en forma real con la Planta de Amoniaco Urea en Bulo Bulo y otros planes de industrialización, que están a nivel de proyectos, pero que se van a cumplir hasta el 2025. Evidentemente el tema de exploración es el tema más crítico, el que requiere mayor atención de los técnicos, autoridades y la población en general porque esta actividad se efectúa para descubrir hidrocarburos, que se transformarán luego en recursos económicos para el país. En este marco se tienen 41 contratos de operación, 12 contratos que están siendo aprobados por la Asamblea Legislativa Plurinacional y otros que se encuentran en negociación, áreas importantes en el sur y en la parte central del país. Existen convenios de estudios, planes de adquisición sísmica y planes de geología; es decir, estamos viviendo un repunte de la exploración. Lo que sí tenemos que hacer es un seguimiento al trabajo, a este avance, para que precisamente los resultados de estas labores exploratorias en estas nuevas áreas sean continuos y entren a tiempo a los programas de trabajo, de desarrollo y producción de los campos que están actualmente activos, especialmente de los megacampos: San Alberto, Sábalo, Margarita, Huacaya, Aquio e Incahuasi, y otros campos menores que son importantes y que suman volumen a las reservas. Estamos cumpliendo esa meta. Hay que hacer seguimiento, elaborar reglamentaciones y una nueva ley que facilite y agilice los trabajos, además de ver el tema ambiental.Para Foto: Archivo RE ‘El país repunta en la exploración hidrocarburífera’ ducción, de las solicitudes que existe, de los compromisos del mercado interno y externo. Esto no quiere decir que sea justo en esa fecha, puede ser un año más o un año menos, pero hay que considerar ese tiempo como un punto de vista importante para definir la ruta a seguir. Y eso es lo que se está haciendo. Es posible que en algunos años, exista alguna falencia en los volúmenes de producción, pero para eso se está desarrollando los campos. Por eso es fundamental el seguimiento al trabajo de desarrollo de los campos actuales. Al margen de la etapa de exploración, hay proyectos importantes como el pozo Timboy en el Aguaragüe, que puede descubrir nuevas reservas. Si en este campo se halla gas y condensado en dos o tres años puede incorporarse como campo productor y brindar mayor seguridad de reservas más allá del 2023. La exploración es una actividad continua, no puede ser descuidada en ningún momento porque el tema es crítico. No se hace en poco tiempo, dura de cinco a 10 años. A veces hay que hacer uno o dos pozos para descubrir un campo. Hemos tenido mucha suerte en el sur del país sobre todo en los primeros pozos que fueron exitosos. Sin embargo, cada vez las estructuras son más complejas y difíciles y se requiere más trabajo e inversión. La exploración es cara y por ende los trabajos tienen que hacerse adecuadamente, con toda la tecnología de punta para tener un buen proyecto exploratorio y disminuir el riesgo en lo posible. ▲ YPFB Corporación estima 5,75 MM de barriles de petróleo y 0,7 TCF de gas natural en el pozo Timboy-X2.
  5. 5. pág. PETRÓLEO & GAS B olivia ha experimentado un nuevo récord en cuanto a volumen de inversiones que superan los 2 mil millones de dólares solamente en el sector hidrocarburos y en el área eléctrica un monto menor. Esto refleja una nueva dinámica, como no se ha visto en otros años y muestra el impulso que dio el Gobierno para que distintos proyectos energéticos se materialicen. Eso significa evidentemente que los equipos de las instituciones y ministerios desdoblen esfuerzos, también representa riesgos inminentes, porque cuando hay una actividad relacionada a los recursos naturales se genera alta sensibilidad ambiental y socio ambiental, que afortunadamente se ha ido manejando de manera responsable, conforme a lo que establece la normativa. Este año estaríamos cerrando entre 10 y 11 procesos de consulta y participación, lo que significa viabilizar en términos monetarios una cantidad superior a mil millones de dólares solamente en inversión en el sector hidrocarburos. Esto forma parte de la dinámica de este proceso, que esperamos se siga manteniendo en el próximo año. Hay nuevos contratos y eso significa estar preparado para los desafíos Por otro lado un componente im- Foto: Archivo MHE Franklin Molina, viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia* portante producto de la Agenda Patriótica del Bicentenario es el elemento del fortalecimiento de nuestras instituciones, del rol del Ministerio de Hidrocarburos y Energía en materia de políticas públicas, de las empresas que están a cargo de estos proyectos importantes para el país a la cabeza de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos y finalmente una actividad de fiscalización y transparencia sobre el manejo de los recursos económicos, con una rendición de cuentas hacia la sociedad civil. * Este artículo es una transcripción de declaraciones del viceministro de Desarrollo Energético de Bolivia a RE. ▲ 2013 REPORTE Consulta y participación viabilizaron más de $us 1 mil millones 7
  6. 6. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: Archivo / Reporte Energía 8 La subsidiaria de YPFB Corporación espera que las entregas del energético, según contrato vigente con Enarsa, pasen de interrumpibles a una asignación en firme. Y La producción de los campos operados se incrementó en 24,3% al pasar de 164,99 a 205,06 MMpcd de gas natural. YPFB Andina incursionó en el mercado gasífero argentino Los hitos institucionales RGD -87 D.- La perforación tenía el objetivo de confirmar el potencial del reservorio Iquiri-1. Se prevé un incremento de más de 100 billones de pies cúbicos a las reservas de Río Grande, campo que superará la producción de 65 MMpcd. Pozo SIR-5.- En dos meses, y con una inversión que no superó los $us 3 millones, la compañía habilitó el pozo SIR-5, que estaba ya cerrado, con una producción promedio de 4.4 MMpcd y 90 BPD de condensado; volúmenes que ingresaron al mercado de exportación y que representan un 40% de incremento de producción del campo Sirari. Boquerón y Sirari.- Ante la suba en la producción de los campos que YPFB Andina explota en el norte de Santa Cruz, se construyó un gasoducto de 6” con un extensión de 7,7 km entre los campos Boquerón y Sirari. REPORTE 2013 DATOS 90% Corresponde a los $us 62.6 MM invertidos hasta julio de 2013. de ejecución de inversión 24% más de producción de gas 34% de tributos petroleros Hasta agosto de 2013 se obtuvo 205,06 MMpcd de producción de gas. El aporte de impuestos de la compañía creció en más del 20% en la última gestión. PFB Andina participó en el 2013 en las entregas de gas natural que efectuó YPFB Corporación a Energía Argentina (Enarsa), en el marco del contrato interrumpible, habiendo cumplido satisfactoriamente este objetivo, por lo que solicitó se le incluya de manera permanente como proveedor del fluido para este mercado, tomando en cuenta que cuenta con un excedente de producción. “Desde el 2012 venimos cumpliendo los acuerdos de entrega suscritos con Casa Matriz, incluso la mayor disponibilidad de producción nos ha permitido cubrir otros mercados inicialmente interrumpibles como el de Enarsa, el cual pretendemos que se nos asigne en firme”, afirmó el presidente ejecutivo de YPFB Andina, Jorge Ortiz Paucara, según su revista institucional correspondiente al mes de noviembre de la pasada gestión. Según datos de la Gerencia de Comercialización de la compañía, entre enero y agosto de 2013, la producción de los campos operados se incrementó en 24,3% al pasar de 164,99 a 205,06 MMpcd. El incremento de los 40 MMpcd permitió superar los volúmenes de producción comprometidos y establecidos en los Planes de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB y participar en el mercado argentino, con precios superiores a los del mercado brasileño GSA (acuerdo de suministro de gas con Brasil), “generando importantes ingresos para la empresa”. La participación promedio mensual de producción de gas natural de los campos operados de YPFB Andina respecto a la producción nacional entregada a YPFB pasó de 8,9 a 9,9 hasta agosto de 2013, alcanzando los mismos niveles de YPFB Chaco. Si se considera la producción de campos no operados, YPFB Andina consolida una participación del 34,74% en la producción total del país. Con una proyección de demanda promedio de 31,5 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (MMmcd) para el mercado brasileño en el tercer cuatrimestre de 2013, se estima que la asignación de entregas de gas tanto para el mercado interno como para el GSA llegaría a 170 MMpcd para la empresa. Siendo que la capacidad de entrega de la compañía se halla por encima de los volúmenes comprometidos, el excedente de poco más de 40 MMpcd se destinará al mercado argentino o a cualquier otro requerimiento adicional de mercado por parte de YPFB. Finalmente, Ortiz explicó que la tendencia de incremento de los volúmenes de producción continuará en los campos del Área Norte y de Río Grande, estimándose una proyección de entregas superiores a los 215 MMpcd para la gestión 2014. ▲
  7. 7. pág. PETRÓLEO & GAS 9 REPORTE 2013
  8. 8. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: Archivo Bolinter 10 Una de las principales razones para añadir otras actividades a la actual es que cuenta con una utilidad neta anual que oscila entre $us 50 MM a $us 60 MM. El Cruce Dirigido Río Grande fue una de las obras más importantes de mantenimiento del Gasoducto Bolivia -Brasil de los últimos años. GTB mira a argentina y a la industrialización U REPORTE 2013 na modificación trascendental de la actividad que desarrolla Gas TransBoliviano (GTB) en la cadena de hidrocarburos está en puertas. La compañía que transporta gas natural de Bolivia hacia Brasil analiza, junto a YPFB Corporación, de la que es afiliada, su nuevo rol en esta industria, reveló el presidente de su directorio, Santiago Sologuren a Reporte Energía. Entre las opciones que se estudian figuran la de participar en algún segmento de la industrialización del gas natural, como por ejemplo la producción de plásticos, pero también se barajan otras alternativas en este rubro. Así mismo existe interés en formar parte del negocio de la venta de gas natural a Argentina. “La empresa está en proceso de reestructuración, de mirar hacia sí misma, al país y proponer que es lo que puede hacer para el bien de los hidrocarburos en Bolivia. Se trata simplemente de un análisis, no tenemos nada definido. Se está viendo diferentes posibilidades, pero en última instancia quien tiene que definir es YPFB Corporación”, aclaró Sologuren. Una de las principales razones por las que GTB estudia añadir otras funciones a su principal actividad, que consiste en transportar gas natural, es que cuenta con una utilidad neta anual que oscila entre $us 50 millones a $us 60 millones y su rentabilidad creció tras haberse pagado la totalidad del costo del Gasoducto Bolivia – Brasil (Gasbol), por lo que cuenta con los excedentes suficientes para emprender otros negocios. Gas TransBoliviano es la empresa filial de YPFB que opera el sistema de transporte de gas natural de Bolivia a Brasil. El gasoducto comienza en la Estación de Medición de Río Grande, próxima a Santa Cruz de la Sierra y atraviesa las provincias Cordillera y Germán Busch hasta llegar a la frontera con Brasil, en la Estación de Medición Mutún. Para transportar el fluido la empresa cuenta con cuatro estaciones de compresión y dos de medición. El sistema de transporte que inició su operación en julio de 1999 tiene 557 kilómetros de longitud y un ducto de acero de 32 pulgadas de diámetro, con capacidad de entrega en frontera de 32,85 millones de metros cúbicos diarios. Fue construido en cumplimiento a la legislación boliviana, las normas ambientales y estándares de calidad a nivel mundial. La composición accionaria de GTB SA fue modificada en el 2012 y a principios de 2013 mediante la transferencia de acciones a EIG Bolivia Pipeline AB que actualmente tiene el 38% de las mismas, Petrobras Gas SA se quedó con el 11% e YPFB Transporte con el 51%. ▲ Opinión Santiago Sologuren, presidente de GTB SA ‘Hay que vender menos gas a Brasil’ El objetivo principal de la nacionalización es que la gran riqueza de los hidrocarburos debe ser para los bolivianos. En un momento había que capitalizarse (algo más de una década), y se tuvo que apostar por vender gas natural, pero ahora se debe avanzar en reducir paulatinamente esa comercialización. Por ejemplo Korea, no tiene gas y tiene que comprarlo, pero es uno de los líderes del mundo en su industrialización. Con Brasil el 2019 se definen varias cosas. Estamos próximos a esa fecha y en mi opinión hay que ir haciéndole ver a Brasil que ya no vamos a venderle tanto como ahora. Se le venderá dos tercios, luego se disminuirá a un tercio y luego nosotros debemos hacer petroquímica con ese gas. Así vamos a ganar muchísimo más, pero Brasil debe saber eso. Argentina también. En una primera etapa era importante vender, nos estábamos capitalizando, ahora quizás debemos vender un tiempo más, pero después no.
  9. 9. pág. PETRÓLEO & GAS 11 REPORTE 2013
  10. 10. pág. 12 PETRÓLEO & GAS Inversiones en Exploración y Explotación (1997 – 2014) Gas: Plantas y más producción lo mejor; dudas en el futuro de reservas PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL (en mmmcd) INGRESOS POR LA EXPLORACIÓN Y EXPLOTACIÓN DE HIDROCARBUROS Fuente: MHE/YPFB/SIN Notas: Los datos de Otros Impuestos para la gestión 2013 fueron proporcionados por el Servicio de Impuestos Nacionales hasta el mes de junio y corresponden a las actividades de exploración y explotación. A partir del mes de julio los valores son estimados. Los datos de Regalías, Participaciones e IDH fueron obtenidos de los Estados de Cuenta. Los datos de la Participación a YPFB son estimados a partir del mes de junio de 2013. En el caso de las Patentes, para el período 2011 a 2013 se utilizó el Tipo de Cambio correspondiente a enero de cada gestión, respectivamente. - En el caso de las Patentes, para las gestiones 2011 y 2012, se incorpora el pago efectuado fuera de plazo por parte de YPFB-Petroandina SAM. REPORTE 2013 E l aumento de la producción de gas natural y el cumplimiento de los compromisos con los mercados externos, fue considerado uno de los aspectos positivos en la industria de los hidrocarburos en la gestión 2013 en Bolivia, aunque el incremento de reservas de este fluido queda como tarea pendiente otro año más, coincidieron en señalar analistas consultados por Reporte Energía. Según el Ministerio de Hidrocarburos y Energía (MHE) la producción de gas natural repuntó desde 2011 con 48,89 millones de metros cúbicos por día (MMmcd), 2012 sumó 54,3 MMmcd y continuó el 2013 con 58.03 (hasta agosto de 2013). Al respecto, el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, señaló en septiembre pasado que la producción de gas natural se situaba en 60 MMmcd y que con los incrementos que se tenían que registrar por parte de varias empresas mejoraría la capacidad de procesamiento del fluido, por lo que incluso se contaría en el 2014 con 70 MMmcd. Los aumentos de la producción del energético están ligados a la segunda fase de Margarita, la Planta de Procesamiento de Gas Natural de Itaú y otros que permitirán “cubrir con holgura todos los requerimientos del mercado interno y los compromisos de exportación con Brasil y Argentina”, explicó. Sin embargo, la atención al mercado interno con gas natural, se incluye en la lista de “pendientes” del año que concluyó, señaló el analista y ex ministro de hidrocarburos, Mauricio Medinaceli, opinión que es corroborada por fábricas de cemento como Itacamba y Soboce que han requerido la provisión de este energético, pero que hasta el cierre de esta edición no les fue otorgada. “Lo positivo del año 2013 fue la exportación de gas natural, en particular a la Argentina. Lo negativo, el incremento en el valor de importaciones de diésel oil y la discusión sobre el nivel de reservas de gas natural”, comentó. Justamente, un tema que aún no fue resuelto por las autoridades gubernamentales del sector hidrocarburos, tiene que ver con la reposición y aumento de reservas gasíferas que según la certificadora Ryder Scott se encontraba en el 2009 en 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF por su sigla en inglés). La estatal petrolera anunció que las reservas probadas de gas natural en territorio boliviano se incrementaron a 11,2 TCF hasta diciembre de 2012, aunque este cálculo deberá ser certificado en el primer semestre del 2014, se afirmó. En este marco, el máximo ejecutivo de YPFB había mencionado que haciendo una proyección del incremento de la demanda de gas hasta el 2025, las
  11. 11. pág. PETRÓLEO & GAS DATOS 60 MMmcd 11,2 TCF 2023 año 3.229 $us Es la cifra de producción de gas natural que se registró hasta septiembre de 2013, según YPFB. Son las reservas probadas de gas natural, hasta diciembre de 2012, que calcula YPFB que existen en el país. Es la fecha hasta la cual alcanzarían las reservas gasíferas si se mantienen los mismos niveles de consumo. Son los ingresos por concepto de regalías, participación e IDH hasta noviembre de 2013. Carlos Miranda Ex- Superintendente de hidrocarburos ‘Se intentó sin éxito atraer inversores’ El gobierno se ha acostumbrado a tener ingentes y crecientes ingresos por exportaciones de gas que le han dado un confort en el manejo del país sin ninguna otra situación similar en nuestra historia. Por lo anterior, cree, con bastante fundamento, que continuará ejerciendo el poder más allá del 2020. A la luz de esto parecería también que se dio cuenta que las reservas heredadas no le garantizarían ejercer el gobierno más allá del 2020. Razón por la cual el 2013 está marcado por un gran énfasis en mayores labores exploratorias. Con este fin, intentó sin éxito, atraer inversores en exploración que no sean las compañías que operan en el país. Para este efecto, después de prometer por 3 años el cambio de la Ley de Hidrocarburos, ofreció incentivos impositivos y atenuar las exigencias para trabajos en áreas protegidas. Hasta la fecha no cumplió esas promesas. Por tanto la gestión 2013 no es mejor a la del 2012. La actividad más importante inicial el 2013 ha sido el inicio de la Petroquímica con la producción a corto plazo de urea y amoniaco. Este paso fue ejecutado casi con una perversa actitud de que solo sea un éxito político para después ser un fracaso económico. La producción boliviana de fertilizantes, que en 90% debe ser exportada, debe entrar en abierta competencia con toda la producción mundial. Con la ubicación en el Chapare castigan nuestra futura producción, con un costo de más de 30% del valor del producto, si construíamos las plantas en Puerto Suarez. Comparando con la minería, la planta de fertilizantes en el Chapare será una especie de Karachipampa de la petroquímica boliviana. 2013 REPORTE actuales reservas de 11,2 TCF alcanzarían hasta el 2023 y si la misma se mantendría con los mismos niveles de consumo que el año 2013, las reservas llegarían incluso hasta 2027. Por su parte el ex superintendente de hidrocarburos de Bolivia, Carlos Miranda, afirmó que “la labor pendiente fundamental continúa siendo el descubrimiento de reservas superiores a las que han sido utilizadas el año anterior. Otras labores que coadyuvarían son el revisar la actual legislación petrolera, incluyendo el sistema impositivo y los requisitos para trabajo en las áreas protegidas”. Reporte Energía envío cuestionarios a ejecutivos de las compañías petroleras subsidiarias de YPFB Corporación para conocer su percepción sobre la situación de la industria de los hidrocarburos en Bolivia, pero se excusaron de emitir criterio alguno. Asimismo, no se logró obtener respuesta oportuna del Ministerio de Hidrocarburos y Energía a una entrevista de evaluación de la gestión 2013. Por otro lado, el Estado Plurinacional de Bolivia recibió más de $us 3.229 millones por concepto de pago de Regalías, Participación e Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), entre los meses de enero y noviembre de 2013, monto que supera en 27.6% al registrado en similar periodo de 2012. ▲ 13
  12. 12. PETRÓLEO & GAS Un consorcio internacional, que incluye a Petrobras, se adjudicó la explotación del yacimiento Libra. Foto: elinversoronline.com En mayo de 2013, Bolivia emprendió el camino del autoabastecimiento de Gas Licuado de Petróleo (GLP) con la inauguración de la Planta Separadora de Líquidos Río Grande en Santa Cruz. YPF y Chevron firmaron el acuerdo de inversión en Vaca Muerta, en el cual la petrolera norteamericana se comprometió a invertir $us 1.240 millones para el desarrollo de una zona de 20 kilómetros cuadrados denominada General Enrique Mosconi, ubicada en Loma La Lata Norte y Loma Campana. REPORTE 2013 El proyecto de Reforma Energética que el Gobierno de Enrique Peña Nieto anunció en agosto del 2013, fue aprobado por el Congreso de este país, con la cual se prevé la entrada de capitales privados a la industria petrolera mexicana. Foto: skyscrapercity.com En Lima, Perú, se realizó el primer evento de exploración sísmica, donde estuvieron los gurús del rubro, organizado por IGEF. Foto: mybusinessminegocio.com Foto: Archivo / Reporte Energía 14 Foto: noticiasstarmedia.com pág.
  13. 13. pág. PETRÓLEO & GAS La refinería de La Plata, Argentina quedó fuera de operación por una semana debido a las inundaciones que sufrió este país. Foto: pensandoelterritorio.com Foto: Oleoducto Bicentenario. Brasil realizó su primera subasta para explotar petróleo y gas en aguas muy profundas del océano Atlántico. Foto:socwall.com Foto: mybusinessminegocio.com 15 Foto: lavozdevalpo.com Ecuador autorizó la explotación de los campos petroleros del país ubicados en el Parque Nacional Yasuní.Sin embargo, condicionó la actividad al cumplimiento de estándares para minimizar el impacto al medio ambiente. Foto: primicias24.com El Presidente de Chile, Sebastián Piñera, y su homólogo de Estados Unidos, Barack Obama se reunieron en junio para conversar, entre otros temas, sobre el interés del país sudamericano de importar gas de Norteamérica. La proyección para las deudas de Pdvsa en el 2013 preveían un crecimiento del 7%, llegando a $us 43.000 millones cuando en 2012 terminó en $us 40.000 millones, según datos de analistas. 2013 REPORTE II Fase de la Planta de procesamiento de gas del proyecto Margarita-Huacaya administrada por Repsol. Este complejo incrementará la capacidad de procesamiento de 10,8 millones a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas. Foto: Archivo / Reporte Energía “Enterrar’ tubería de 42” de diámetro obligó a los técnicos a pasar a una dimensión diferente a la que estaban acostumbrados en la construcción del oleoducto Bicentenario de Colombia.
  14. 14. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: Archivo / Reporte Energía 16 El 2013 la compañía President Energy, completó la adquisición de 2.000 kilómetros de sísmica 2D y 3D. A lo largo de esta gestión se anuncian perforaciones de pozos exploratorios. Afirman que Paraguay se tiene que preparar para un posible hallazgo de petróleo en volúmenes comerciales en su territorio. Paraguay, De los estudios a la perforación petrolera L REPORTE 2013 os estudios y trabajos de prospección petrolera realizados en el último tiempo evidenciaron que se comenzó a trabajar seriamente en este rubro en Paraguay, comentan analistas y ejecutivos ligados a este sector, por lo que los proyectos exploratorios entrararían en su fase decisiva en el 2014 con las perforaciones de pozos. En este marco, los trabajos de exploración de hidrocarburos en los bloques Cruce de Demattei y Pirity (Pirizal), ubicados en la zona comprendida entre General Díaz y Ávalos Sánchez, en el departamento de Boquerón, son realizados por la empresa President Energy, en asociación con Pirity Hidrocarburos y Crescent Global Oil Paraguay SA. Según medios impresos de Paraguay, en el 2013 President Energy completó la adquisición de 2000 kilómetros de sísmica 2D y 3D en ambos bloques, con una inversión aproximada de $us 35 millones. La empresa pretende perforar una cuenca conocida como Loma de Olmedo, que se extiende hasta Argentina, país que ya explota petróleo en la zona desde el año 1982. Global Geophysical Inc., fue la encargada de la adquisición de registros sísmicos. En este proyecto, se prevé la perforación de tres pozos de 4.500 y 5.000 metros de profundidad, cada uno, en busca de petróleo, cuyo inicio está previsto para abril del 2014. La inversión estimada será superior a los $us 100 millones, de acuerdo a versiones periodísticas locales. Por su parte, la compañía Amerisur Resources ha realizado varios estudios del subsuelo paraguayo hace cinco años, que indican una posible presencia de hidrocarburos, y habría invertido alrededor de $us 7 millones en estudios de subsuelo, también sobre gravedad con la posibilidad de destinar $us 20 millones más en esta búsqueda. El programa de exploración se lleva a cabo en las zonas de San Pedro y también en el sur del Chaco. Las perforaciones se harían en septiembre del 2014 “si las cosas van bien”. Según resaltaron, la empresa encontró petróleo en lugares donde no se creía posible, como en el caso de Colombia, donde perforaron 12 pozos y hallaron crudo en cada uno de ellos, mismos que ahora producen de 10.000 a 15.000 barriles por día, equivalentes a $us 1 millón diarios. De acuerdo con los datos obtenidos, de cinco contratos que tiene Amerisur Resources en Paraguay para la exploración y trabajos afines, cuatro se encuentran en el Chaco (uno en zona norte y tres en el sur occidental), pero el más maduro se encuentra en San Pedro, en la Región Oriental, al que llaman la Cuenca del Paraná, cerca de las localidades de Resquín, Choré y Liberación. ▲ Reglas del juego y potencial De acuerdo a la percepción de algunas compañías petroleras, difundidas en medios de comunicación de Paraguay, se espera que el hallazgo de petróleo no cambie las reglas de juego actuales, sino que sean estables, basadas en la Ley 779/95, de Hidrocarburos, que establece las condiciones, tal como sucedió en otros países donde el Estado y las empresas salieron beneficiadas. Además existe coincidencia en que el país petrolero se tiene que preparar ante la posibilidad de encontrar el crudo, en aspectos referidos a legislación, recursos humanos y tecnología para crear una industria eficiente, con sana competencia. Por otro lado, Paraguay comparte cinco cuencas sedimentarias con países vecinos, en cuatro de las cuales existe producción de hidrocarburos, por lo que no se tiene razón técnica para que este país carezca de tales recursos, destacaron, pero se debe efectuar las perforaciones para tener contacto con el yacimiento potencial.
  15. 15. pág. PETRÓLEO & GAS 17 REPORTE 2013
  16. 16. pág. Foto: infosurhoy.com PETRÓLEO & GAS 18 Undécima Ronda Petrolera para la licitación de 13 bloques de exploración y extracción en Ecuador cerró después de un año con cuatro ofertas. ecuador: tímidos resultados en licitación de bloques marcan ruta L a undécima ronda petrolera Sur Oriente de Ecuador para la licitación de 13 bloques de exploración y extracción cerró después de un año con cuatro ofertas, que se espera incidan en el dinamismo de esa industria si se concluye con la adjudicación. El 28 de noviembre de 2013 se abrieron las ofertas presentadas para una licitación de 13 bloques, en la que se recibieron ofertas para tres. La china Andes Petroleum Ecuador Ltda. presentó ofertas para los bloques 79 y 83 y Repsol-Cuba lo hizo para el área 29. También Petroamazonas, que tiene reservados tres bloques extras, presentó oferta para uno de ellos: el 28, en consorcio con ENAP de Chile y Belorusneft de Bielorrusia. La noticia recibió duras críticas de la oposición al Gobierno del presidente Rafael Correa, pese a ello, el Jefe de Estado dijo que ese concurso “no fue un fracaso”, sino que “ha sido bastante exitoso”, puesto que en ninguna parte del mundo se ofertan todos los bloques que aparecen a licitación. Por su parte el presidente de la Confederación de Nacionalidades Indígenas del Ecuador (Conaie), Humberto Cholango, en conferencia pública, señaló también REPORTE 2013 El presidente de Ecuador, Rafael Correa anunció que la estatal petrolera Petroamazonas explotará los lotes petroleros en la selva amazónica. que algunos factores internos incidieron en que solo se hayan presentado cuatro ofertas, aunque no detalló los mismos. Por su parte analistas reconocidos de Ecuador, Luis Calero entre ellos, manifestaron que no es la mejor idea que Petroamazonas se encargue de la exploración, puesto que se trata de una tarea de alto riesgo, que requiere gran inversión. Por otro lado, otros expertos coinciden en que existe un ambiente hostil desde el Estado a empresas petroleras, tanto en el tema Chevron, Oxy, Perenco y Petrobras. También existen problemas con las comunidades, como en el tema de Sarayacu. Incluso, el día de la Ronda existió un comportamiento agresivo por parte de activistas opuestos, señalaron. Otro factor que jugó en contra de la licitación fue la caída del precio del petróleo que hace que la inversión en este sector se vuelva más riesgosa, puesto que existe menor rendimiento. De acuerdo con Calero, el Gobierno deberá concluir el proceso de licitación, analizar las ofertas y si se ajustan a las condiciones, adjudicar. Si quiere continuar con el resto de bloques, debe reiniciar el proceso con condiciones más atractivas, dijo. ▲ Petroamazonas explotará lotes al borde de Yasuní ITT La estatal ecuatoriana Petroamazonas explorará los lotes petroleros en la selva amazónica que no despierten interés entre inversores privados en una licitación, anunció el presidente de Ecuador, Rafael Correa. Los bloques en cuestión están cerca de la frontera con Perú, lejos de la infraestructura petrolera y en el borde del parque Yasuní, una reserva en el corazón de la selva que alberga una gran biodiversidad y en donde habitan dos pueblos indígenas en aislamiento voluntario. Se calcula que los bloques tendrían un potencial de reservas de hasta unos 1.500 millones de barriles. En la reserva también se encuentra el bloque Ishpingo-Tambococha-Tiputini (ITT) con reservas de unos 920 millones de barriles de crudo y que será explotado por la estatal. La licitación ha despertado fuertes críticas de indígenas y ecologistas, que han amenazado con realizar movilizaciones y acudir a organismos internacionales para evitar su explotación. En septiembre de 2013, el presidente de Ecuador, Rafael Correa, anunció el fin de la iniciativa ambiental, que pretendía dejar en tierra el petróleo del ITT a cambio de una contribución internacional. Grupos de ecologistas y algunos políticos criticaron la decisión. Para los analistas el fracaso de la denominada Iniciativa Yasuní – ITT era inevitable, primero por su baja recaudación, la que debía llegar a los $us 3.600 millones frente a los $us 60.000 millones que generaría el desarrollo del proyecto.
  17. 17. pág. PETRÓLEO & GAS 19 REPORTE 2013
  18. 18. pág. PETRÓLEO & GAS Imagen: hidrocarburosenanp.blogspot.com 20 La licitación pública para otorgar contratos de licencia de nueve bloques costa afuera fue suspendida y no hay nueva fecha para el proceso. Nuevo ‘boom’ gasífero se retrasa en Perú A pesar de la baja en la producción petrolera, disminución de la inversión en 30% y trabas ambientales, se espera revertir esta situación a corto plazo. DAToS • Reservas de gas. Las reservas certificadas de Camisea suman 8.8 TCF, pero las probadas superan las 14 TCF. • Potencial. Con las reservas probables que existirían en los lotes aledaños a Camisea, el potencial en el ‘Gran Camisea’ (lotes 56, 57, 58 y 88) podría elevarse a alrededor de 40 TCF o inclusive más. • Candamo. En la zona de Candamo y alrededores (Madre de Dios) el potencial hasta hace unos años era un poco más de 10 TCF, pero ahora las estructuras revelarían más reservas. • Gasoducto. Todo el gas del sur (Lotes 57,58 y 76) tendría que salir por el Gasoducto Sur Peruano, cuando este se concrete. REPORTE 2013 E n la industria de los hidrocarburos de la región se reconoce que el 2013 no fue el mejor año para este sector en el Perú, pese a ello existe optimismo entre los expertos porque consideran que se trata de una cuestión de tiempo para que este país vuelva a experimentar un nuevo “boom” de inversiones en el área de gas natural especialmente. Y es que las reglas de juego, incluyendo marco legal e impositivo, son de total apertura a los capitales externos lo que configura un panorama atractivo para las compañías interesadas en invertir en el área petrolera; sin embargo esto no parece ser suficiente para competir con Brasil o Colombia que también se mueven para asegurar la presencia de los grandes players mundiales. Ante esta dura competencia, en diversos Foros, incluyendo el International Gas & Energy Forum (IGEF), se recalcó que es necesario agilizar los procesos de obtención de licencias ambientales y avanzar en la aplicación de la Ley de Consulta Previa para atraer una mayor inversión de las compañías que tienen en fuerza mayor varios lotes. Esta situación, sumada a otros aspectos, ha ocasionado que según la Sociedad Nacional de Minería Petróleo y Energía del Perú continúe la caída de la producción de petróleo crudo, que registra al cierre del 2013 un promedio que no supera los 60 mil barriles diarios; y la disminución de las inversiones en el sector hidrocarburos de un 30%. Estos datos poco alentadores se suman a la noticia de Perupetro, la agencia de promoción de la inversión en el sector hidrocarburos, dio a conocer a finales de noviembre que la licitación pública para otorgar contratos de licencia de nueve bloques costa afuera fue suspendida, sin haberse precisado una nueva fecha para continuar el proceso. Según la circular, esta nueva suspensión surgió ante el “requerimiento de modificar las bases considerando el alto nivel de complejidad técnica de los lotes ofertados”. Inicialmente, la adjudicación de estos bloques estaba programada para octubre, luego fue postergada para fines de noviembre y, tras el comunicado, no hay ninguna fecha para la culminación del concurso. Pese a ello, el Ministerio de Energía y Minas (MEM), Perupetro y los gremios empresariales realizan esfuerzos para coadyuvar en el despegue de este sector. Los principales escollos ya fueron identificados y su solución pasa por agilizar los trámites para la obtención de las licencias ambientales y sociales, por resolver la conflictividad social con las comunidades ubicadas en las zonas de los proyectos y por promocionar exhaustivamente el gran potencial geológico peruano. ▲
  19. 19. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: infraestructuraperuana.blogspot.com 21 Lote 76, la razón para el optimismo El Gasoducto Sur Peruano, cuya construcción prevé adjudicarse en febrero de 2014, podría transportar la producción del lote 76. 2013 REPORTE Ahora que ha concluido el proceso de aprobación del Estudio de Impacto Ambiental (EIA) del lote 76, el camino está expedito para que el operador Hunt Oil, junto a sus socias Repsol y Pluspetrol, inicie la etapa de exploración confirmatoria de las reservas de gas que existirían en dicho lote. La aprobación de dicho EIA permitirá la perforación de ocho pozos exploratorios (y adquisición sísmica 2D) en el lote 76, lo cual demandaría una inversión $us 745 millones (estimada), según el ministerio de Energía y Minas (Minem) del Perú. Las labores de perforación se iniciarían lo antes posible, (marzo o abril del 2014) dado que los estudios preliminares (sísmica) habrían arrojado estructuras que indican grandes reservas de gas natural en la zona, y porque ya existe un atraso aproximado de un año. Sin embargo, existen también es posible que las tareas se demoren un año más. Las reservas certificadas de Camisea ascienden actualmente a 8.8 Trillones de Pies Cúbios (TCF por sus siglas en inglés) en los lotes 56 y 88, por lo que de confirmarse las prometedoras estructuras de gas encontradas, las reservas podrían llegar a más de 20 TCF en el lote 76.
  20. 20. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: prensa.argentina.ar 22 Ven una posible asociación con la mexicana Pemex para el desarrollo del megayacimiento patagónico de Vaca Muerta. El presidente y CEO de YPF Argentina, Miguel Galuccio, explicó los detalles del contrato suscrito con la empresa Chevron, un acuerdo que busca atraer más inversión a ese país. Pacto con Repsol e ypf- chevron, abren vía a inversiones en argentina E REPORTE 2013 l acuerdo YPF-Chevron para explotar petróleo no convencional y la potencial compensación en favor de Repsol abre la posibilidad de nuevas alianzas con firmas petroleras extranjeras para dinamizar la industria de los hidrocarburos en Argentina, con el fin de recuperar su independencia energética. La española Repsol venía reclamando poco más de $us 10.000 millones en compensación por la expropiación de acciones en YPF. Hasta el cierre de esta edición estaba vigente un pre acuerdo entre ambas compañías que supone una compensación de $us 5.000 millones, a pagar en principio en bonos argentinos a 10 años al 8,5%, aunque esos detalles, incluidas las garantías de pago, son los que faltan por concretar. Todo indica que hay un acuerdo que involucra a tres gobiernos (Argentina, España y México) y a la empresa en discusión para hacer esta compensación. “Sellar un acuerdo entre Repsol y el Estado argentino dará la confianza necesaria para alcanzar nuevas alianzas con posibles inversores y así poder im- pulsar, en toda su dimensión, la explotación de (recursos) no convencionales”, dijo el titular de YPF, Miguel Galuccio, después de conocer este anuncio. El máximo ejecutivo de la estatal argentina del upstream afirmó además que ve posible una asociación con la mexicana Pemex para el desarrollo del megayacimiento patagónico de Vaca Muerta, que podría albergar una de las mayores reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales. Mientras tanto en México, el Consejo de Administración de Pemex tenía previsto discutir la participación en este yacimiento en la Patagonia de Argentina, pero aún no se tenía una posición final al respecto, hasta el cierre de esta edición. YPF calcula que el yacimiento contiene 661.000 millones de barriles de petróleo y 1.181 billones de metros cúbicos de gas natural, una de las mayores reservas no convencionales de América. De momento, solo Dow Chemical y Chevron se han interesado por el yacimiento, descubierto por YPF en 2011. No muchas semanas después el Gobierno inició los trámites para expropiar el 51% de YPF en manos de Repsol. Respecto al acuerdo con Chevron, Galuccio aseguró que para lograr la independencia energética resulta necesario “que aceptamos que la estimulación hidráulica es fundamental para desarrollar estos recursos, que entendemos que no lo podemos hacer solos y cuando viene una compañía como Chevron, y se sienta en el asiento de acompañante, aceptamos que eso es necesario”, recalcó. “El no convencional permitirá también convertirnos en líderes tecnológicos dentro y fuera del país. La independencia pasa porque los argentinos seamos capaces de desarrollar nuestros propios recursos, el desafío está lanzado y necesitamos que las empresas nos acompañen en esta causa común”, puntualizó. Para expertos del sector hidrocarburos consultados estos eventos significan que Argentina está dando seguridad de retorno a las inversiones externas y quedaría claramente demostrado al salir al cruce de esta demanda de Repsol. El acuerdo involucra que esta retira las demandas judiciales que ha planteado en tribunales internacionales, entre otros el Centro Internacional de Arreglo de Diferencias relativas a Inversiones (CIADI). Además señalan, que entre las principales intenciones del Gobierno argentino están la de buscar inversiones externas, préstamos internacionales y, por lo tanto, volver a dinamizar el funcionamiento del orden capitalista en Argentina, lo que supone asegurar la rentabilidad empresarial a las inversiones, que quieran radicar sus capitales en este país. ▲
  21. 21. pág. PETRÓLEO & GAS 23 REPORTE 2013
  22. 22. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: fotospublicas.com 24 La 11ª subasta, la 1era del Pre – Sal y la 12ª destinada a gas natural posicionaron a este país como receptor principal de los capitales externos. La licitación del bloque Libra es la primera experiencia de Brasil bajo el modelo de producción compartida. Brasil sedujo a los grandes players petroleros E REPORTE 2013 l 2013 marca un antes y un después en la industria de los hidrocarburos de Brasil y de la región sudamericana, reconocen expertos energéticos y autoridades brasileñas ligadas a este sector. La “danza” de millones de dólares y la masiva presencia de grandes jugadores en las tres subastas realizadas, reafirman a este país como uno de los favoritos en atracción de inversiones externas en la región. En la 11.ª Ronda de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas y Biocombustibles (ANP), celebrada en mayo de este año, fueron rematados 142 de 289 bloques ofrecidos en 23 sectores distribuidos en 11 cuencas sedimentarias: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, PernambucoParaíba, Potiguar, Recôncavo, SergipeAlagoas y Tucán sur. La subasta tuvo ingresos récord de bono (cantidad pagada por las empresas en la firma del contrato), así como los compromisos de programa mínimo de exploración a cumplir por los ganadores de las empresas. El área subastada era 100,3 mil Km2 de 155.8 mil Km2 ofertados. En total, participaron 39 empresas de 12 países, de los cuales 30 eran ganadoras, siendo 12 nacionales y 18 de origen extranjero. Del mismo modo el 17 de septiembre, 31 contratos de la 11.ª Ronda de la ANP fueron firmados por 8 empresas. En total, 118 contratos se rubricaron desde el 6 de agosto de 2013. Por otro lado, el consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la primera ronda para el Pre- sal celebrada el 21 de octubre, en Río de Janeiro, con la oferta de Libra en la cuenca de Santos. El superávit de petróleo ofrecido por el consorcio, criterio que definió el primer puesto en la subasta, fue de 41,65%. Petrobras, que será el operador de Libra, entró con un 10% a la puja, además de su participación mínima con el 30% en el área. Según la ANP la oferta es una excelente oportunidad para la aceleración del desarrollo industrial de Brasil y el crecimiento de los niveles de empleo e ingresos nacionales. “El 75% de las regalías deberá ser aplicada la capa Presal en educación y 25 por ciento en salud. Y estimamos que sólo libra es capaz de generar unos 300 mil millones de reales en los pagos de regalías más de 30 años de producción”, señaló la directora general de la ANP, Magda Chambriard. Al respecto, el ministro de Minas y Energía, Edison Lobão, dijo que la explotación de Libra inicia una nueva era en Brasil, puesto que es un punto de inflexión entre el pasado y el futuro de la Las tres subastas las cifras 118 11.ª Ronda. Se celebró en mayo de de 2013. Allí fueron rematados 142 de 289 bloques de hidrocarburos ofrecidos en 23 sectores distribuidos en 11 cuencas sedimentarias. El área subastada fue 100.3 mil km2. 30 empresas fueron ganadoras, 12 brasileñas y 18 extranjeras. Contratos 1ª Ronda Presal. El consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la oferta de Libra en la cuenca de Santos. % 12 ª Ronda. Se adquirieron 72 de los 240 bloques ofrecidos. Petrobras compró solo o en consorcio, 49, 43 de ellos como operador. En total, 12 empresas presentaron las ofertas ganadoras, 8 brasileñas y 4 extranjeras. 41 6 % Se rubricaron desde el 6 de agosto de 2013 en la 11.ª subasta organizada por la ANP de Brasil. Fue el superávit de petróleo ofrecido por Petrobras, consorcio ganador de la 1.ª Ronda del Presal. es el porcentaje de gas natural, del total producido en Brasil, que es aportado por la cuenca Parnaíba.
  23. 23. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: cearaagora.com.br 25 Brasil tiene previsto ampliar en los próximos años su capacidad de refinación petrolera. Por su parte, el ministro interino de Minas y Energía, Márcio Zimmermann, señaló que la 12 ª Ronda tiene un papel pionero en el futuro y podría contribuir al aumento de la producción de gas en este país. Si bien algunos analistas consideran que la primera de las subastas realizadas el 2013 fue exitosa y las restantes más modestas, en general se vislumbra una gran actividad para los siguientes años que permitirán a Brasil no solamente aumentar su producción petrolera y gasífera, sino llegar a la autosuficiencia energética. Los países vecinos, Bolivia entre ellos, han mirado con asombro este dinamismo de la industria hidrocarburífera brasileña, que deja de lado el letargo de la inversión de años anteriores. ▲ 2013 REPORTE industria petrolera de su país. La licitación del bloque de Libra es la primera experiencia de Brasil en producción compartida. El área se encuentra en la cuenca de Santos, a unos 170 km de la costa del Estado de Río de Janeiro y tiene unos 1.500 km2. En el caso de la 12 ª ronda de la subasta se prevé una inversión de más de 500 millones de reales, teniendo en cuenta sólo el Programa Exploratorio Mínimo (PEM) ofrecido por los vencedores de la licitación. Se adquirieron 72 de los 240 bloques ofrecidos mientras que el contenido local promedio ofrecido es 72.61 % para la fase de exploración y 84,47 % para el desarrollo. Petrobras compró solo o en consorcio, 49 bloques, 43 como operador. En total, 12 empresas presentaron sus ofertas ganadoras, 8 brasileñas y 4 extranjeras. Los otros ganadores fueron: Alvopetro, Bayar, Companhia Paranaense de Energia, Cowan , GDF Suez, Geopark , Aceite Nuevo , Oro Negro , Petra Energia, Petrobras y Trayectoria Tucumán . Al respecto, Chambriard, destacó como principales éxitos de la 12 ª Ronda los resultados obtenidos en la Cuenca del Paraná, como una nueva posibilidad de insertarse en el escenario brasileño de hidrocarburos y el fortalecimiento de bloques exploratorios en Parnaíba, reiterando la importancia de esta cuenca, que ahora produce alrededor del 6 % del gas de Brasil. También resaltó la confirmación del papel de las cuencas maduras Reconcavo y Sergipe -Alagoas, donde se subastaron 54 de los 72 bloques.
  24. 24. pág. 26 PETRÓLEO & GAS Foto: EGSA Colombia, del éxito petrolero al reto offshore y shale oil Alcanzó la meta de 1 MM de B/D de crudo, es atractiva a la inversión, tiene una actividad exploratoria importante y apunta a la producción costa afuera y no convencional. Finalmente entró en operación el proyecto Ciclo Combinado de Guaracachi con 82 MW. P ese a la bonanza que experimenta la industria petrolera de Colombia actualmente, basada en su facilidad de atracción de inversiones extranjeras, contar con un ritmo exploratorio destacado y alcanzar el millón de barriles de crudo diario, este país no descuida la relación reservas – producción, por lo que se propone impulsar la explotación offshore (costa afuera) y la de yacimientos no convencionales. Esa es la percepción de analistas, de la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) de ese país, y de la Asociación Colombiana del Petróleo (ACP), quienes creen que es posible ingresar a un nuevo escenario de nuevas inversiones extranjeras en este sector en algunos años más, siempre y cuando se concreten las normativas de regulación para el shale oil/gas y se “aprete el acelerador” en la otorgación de trámites ambientales para las operaciones que están trabadas o demoradas. En la última edición de la revista institucional de la ACP, Alejandro Martínez Villegas, presidente de este ente, destacó las cuantiosas inversiones destinadas a exploración de yacimientos no convencionales y offshore, que permitirán concretar el gran potencial de hidrocarburos de su país. “El logro de las metas fijadas por el REPORTE 2013 Gobierno en exploración y producción no solo generará beneficios por vía de la renta petrolera sino que, además, contribuirá a dinamizar la economía en las regiones por vía de las compras de bienes y servicios que esta industria demanda”, sostuvo. Del mismo modo el ex-presidente de la ANH, Germán Arce, declaró que: “Colombia hoy goza de lo que llamamos una primera gran ola de inversión. La eficacia del modelo de contratos E&P, que define condiciones sostenibles de largo plazo, estables y en un ambiente amigable de negocios, ha sido fundamental para el éxito que se vive. Otro punto importante es la sana relación con la industria, pensada a largo plazo para dar sostenibilidad, no solo económica, sino también en lo social y lo ambiental”. Luego, el ex funcionario añade que los retos del futuro están centrados, principalmente, en ser capaces de mantener los niveles de producción que se han alcanzado y sostener una dinámica de incorporación de reservas de lo que se cree es el potencial hidrocarburífero de Colombia. Según el Ministerio de Minas y Energía de Colombia, en el décimo mes del 2013 la producción promedio de petróleo alcanzó 986.000 barriles por día, cifra que si bien es un 2,6 por ciento más que los 961.000 ba- rriles por día de octubre del 2012, implicó una reducción cercana a los 9.000 barriles por día frente al promedio de septiembre pasado, es decir, un 0,9 por ciento. Con el resultado de octubre, la producción promedio del año pasó de 1’007.031 barriles por día a 1’004.928, lo que hace prácticamente improbable que se pueda cumplir la meta del Gobierno, de 1’040.000 barriles diarios, e incluso el objetivo de la industria petrolera, que está entre el rango de los 1’020.000 a y los 1’040.000 barriles diarios. Justamente para mantener el nivel de crecimiento sostenido y tomando en cuenta que resta por explorar el 70% del territorio con interés hidrocarburífero, la ANH ofrecerá nuevos bloques el 2014, mediante una licitación internacional, que es una de las más esperadas en la región. El 2013 el Ministerio de Minas y Energía de Colombia alertó que tienen reservas petroleras solo para siete años al ritmo actual de explotación, debido a las disminuciones en la exploración de pozos del crudo. Por esa razón, el Gobierno Nacional de este país fijaría sus apuestas en aumentar las autorizaciones de estudios preliminares. Se tiene el dato de que ocho años atrás en Colombia no se perforaban más
  25. 25. pág. PETRÓLEO & GAS 27 Infraestructura de transporte, otro dilema Perforación en el mar Por su lado el ex director de la ANH, Armando Zamora, afirmó que la Ronda Colombia 2007 cumplió el objetivo de adquirir información más precisa de las áreas offshore, por lo que actualmente existe gran interés para desarrollar las mismas, pese a que se confrontan dificultades de costos, complejidad y permisos ambientales. A su vez, señaló que Colombia ha demostrado que su conocimiento de la actividad costa afuera es bastante limitado y que a la Autoridad Nacional de Licencias Ambientales (ANLA) le va a tomar un tiempo “ponerse al día”. ▲ El recientemente inaugurado Oleoducto Bicentenario, es una de las soluciones a corto plazo que requiere la industria petrolera en Colombia para evacuar su creciente producción de crudo. 2013 REPORTE de 20 pozos por año. En cambio en el 2012 la cantidad llegó a 124 y la meta para este 2013 fue de 115 pozos. El consultor y ex presidente de Oleoducto Central SA, Juan Pablo Godoy, considera que si bien su país “va por buen camino”, gracias al marco tributario neutral y reglas de juego estables en materia de contratación, la insuficiencia de infraestructura de transporte es el tema más complejo a resolver. “Ahora que finalmente viene la avalancha de producciones derivadas del nuevo modelo, no tenemos capacidad de transporte porque el país está produciendo más de un millón de barriles día. En esa medida Ecopetrol ha tomado decisiones importantes, y el marco de regulación del Estado también”, sostuvo. De acuerdo a Godoy, en este tiempo el transporte de la producción petrolera se realiza por camiones y carro tanques con altos costos desde los campos hasta los terminales de exportación, que suman entre tres a cinco veces más de lo que costaría la tarifa de carga por oleoductos. Para solucionar en parte esta limitación se inauguró en octubre pasado el Oleoducto Bicentenario que entró en operación con el bombeo de los primeros barriles de crudo. En su primera etapa transportará alrededor de 300 mil barriles diarios (kbd). El megaproyecto es considerado el sistema para transporte de petróleo más seguro de Colombia y eleva la capacidad con la que cuenta el país andino para evacuar el crudo de su región oriental.
  26. 26. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: primicias24.com 28 Autoridades del sector petrolero de Venezuela obtuvieron $us 4 mil millones de la Corporación Nacional de Petróleo de China para ampliar la capacidad de producción de las empresas mixtas. La empresa petrolera venezolana tenía previsto cerrar el 2013 con una inversión de $us 25.000 millones. deuda 2013 de pdvsa crece un 7% y buscan financiarla E n un reciente encuentro con legisladores en la Asamblea Nacional de Venezuela, el ministro de Petróleo y Minería, Rafael Ramírez, dijo que la deuda financiera de Petróleos de Venezuela (Pdvsa) bajó ligeramente durante el primer semestre del año para ubicarse en $us 39.200 millones, sin embargo analistas calculan que esta cifra crecerá hasta los $us 43.000 millones Un 7% más que el 2012 cuando terminó en $us 40.000 millones. La firma Ecoanalítica en un informe sobre la política petrolera de este país, destaca que este año Ramírez, inició una cruzada en busca de financiamiento para ampliar la capacidad de producción de las empresas mixtas, sobre todo en Occidente, y en ese sentido, ha pactado una serie de créditos: $us 4 mil millones con la Corporación Nacional de Petróleo de China, $us 2 mil millones con Chevron, $us 1.5 mil millones con Schlumberger y $us 500 millones con el Banco de Desarrollo de China. También se contrajeron créditos con las rusas Rosneft y Gazprombank, y se prevé gestionar un esquema de financiamiento similar con la empresa Reliance de la India. Con todos estos préstamos, y sin descartar una emisión en el último bimestre del año 2013, la deuda crecerá. La petrolera no solo busca financiamientos con otras compañías, sino que también gestiona préstamos con los bancos estatales, que el pasado año le canalizaron más de $us 2 mil millones. Por otro lado, Ramírez, destacó que los ingresos de Pdvsa sumaron $us 86.872 millones en los primeros nueve meses del 2013. De igual forma resaltó que la empresa estatal cerrará el año con una inversión de $us 25.000 millones. Sin embargo, el funcionario no proporcionó ninguna cifra comparativa respecto al mismo periodo del 2012. “En nuestros estados financieros auditados al mes de septiembre, teníamos ingresos de $us 86.872 millones”, aseveró Ramírez. Pdvsa reportó ingresos de $us 124.459 millones el 2012, frente a los $us 124.754 millones del 2011. En tanto, Ramírez adelantó que la empresa posee activos de $us 228.461 millones y un patrimonio de más de $us 84.000 millones. ▲ Chile gestionó el gas de EEUU Uruguay con planta regasificadora El presidente de Chile, Sebastián Piñera, mantuvo una reunión en Washington con su par de Estados Unidos, Barack Obama, en el marco de su gira oficial por el país norteamericano. En dicho encuentro, el mandatario chileno le manifestó el interés por importar gas natural desde los Estados Unidos. Chile está en una posición de ventaja frente a otros países debido al tratado comercial bilateral que firmó con EEUU en 2004, porque los países que tienen un tratado de libre comercio son los primeros que califican para ese eventual envío de gas. De cara al alto costo de la energía en Chile hoy en día y la dependencia del país de combustibles importados, es necesario evaluar con seriedad la importación de gas de esquisto estadounidense sobre el precio relativo de los hidrocarburos, afirman analistas chilenos. El Gobierno de Uruguay y la empresa francesa GDF Suez firmaron en octubre de 2013 el contrato para la construcción de una planta de recepción, almacenamiento y regasificación de gas licuado, lo que es considerado un “hito” para la transformación de la matriz energética del país, que le permitirá además exportar energía a Argentina. La construcción de dicha terminal supondrá una inversión de $us 1.125 millones, según fuentes oficiales. En virtud del acuerdo, GDF Suez construirá y operará durante veinte años una planta que producirá 10 millones de metros cúbicos diarios de gas natural, con capacidad para ampliarse a 15 millones. En agosto Uruguay y Argentina firmaron un memorándum de entendimiento para estudiar la exportación del gas uruguayo hacia el país vecino, lo que rompería con el actual flujo de exportaciones energéticas entre ambas naciones. REPORTE 2013
  27. 27. pág. PETRÓLEO & GAS 29 REPORTE 2013
  28. 28. pág. PETRÓLEO & GAS Foto: fractracker.org 30 Un 52% de la producción que en la gestión pasada sobrepasó los 8 TCF proviene de las formaciones Marcellus y Haynesville. Las empresas en este país ya iniciaron la solicitud para exportar este recurso vía GNL a diferentes partes del mundo. EE.UU consolidó su ‘revolución’ del shale gas E Latinoamérica avanzó en estudios exploratorios REPORTE 2013 l extraordinario ritmo y la dimensión de la producción de shale gas en Estados Unidos, que sorprendió a los análisis más escépticos del mundo de la energía, se consolidó en el 2013 con una producción de más de 8,6 TCF (trillones de pies cúbicos, por su sigla e interpretación en inglés), según datos proyectados del Departamento de Energía de este país. Sin embargo, cabe señalar que el crecimiento exorbitante en la oferta de este recurso no convencional, es reciente, puesto que en el 2006 la producción de shale gas en el país norteamericano era de 1 TCF, apenas un 5% del total de gas producido. Para este 2013 la participación del gas de esquisto alcanzó un 35,8% (8,6 Dos empresas consiguieron el permiso para exportar La abundancia de las reservas y producción de gas no convencional y los bajos costos, que actualmente experimenta el mercado del gas en los Estados Unidos, es uno de los principales motivos por el cual este país ha decidido exportar este recurso vía proyectos de GNL. En la gestión 2013 el Departamento de Energía otorgó permiso a dos empresas para construir terminales de GNL y exportar shale gas al mundo. Se trata TCF) y en el 2040 se prevé que supere el 50%. Cabe destacar también que aproximadamente un 52% de la producción de shale gas en Estados Unidos proviene de las formaciones Marcellus y Haynesville. Otra fuente de reservorio no convencional que también ha sido de mucha importancia para la producción de gas en los Estados Unidos es el tight gas que en el 2013 alcanzó un volumen de 5,8 TCF. Actualmente, es el segundo recurso gasífero que más se produce en este país, sin embargo no se prevé un crecimiento tan significativo hasta el 2040 como en el caso del shale gas. Las riquezas de gas no convencional en Latinoamérica son cuantiosas y Argentina es la que encabeza esta lista según la Administración de Información de la Energía (EIA, por su sigla en inglés) con 802 TCF de reservas técnicamente recuperables. Vaca Muerta es la principal formación que contiene estas reservas de shale gas y shale oil. En la gestión pasada YPF y otras empresas realizaron estudios exploratorios para medir el potencial y el caudal de producción. Por su parte, México que también posee un gran potencial, identificó 200 oportunidades exploratorias para la eventual explotación de shale gas en los que se estiman recursos prospectivos de 150 a 459 BCF, los cuales provienen de las formaciones de Freeport LNG y Cheniere Energy que iniciaron la construcción de los complejos de licuefacción y obras relacionadas que entrarán en operación en el 2015. En el caso de Freeport LNG, el Departamento de Energía autorizó, ya sea por cuenta propia o como agente para otras compañías, la exportación de GNL hasta un máximo de 511 BCF (billones de pies cúbicos, por su sigla e interpretación a en inglés) anual, con un plazo de 20 años a partir de la primera exportación. De la misma manera, Cheniere realizó trabajos de acondicionamiento de su terminal de importación de GNL denominada Sabine Pass para que en el 2015 pueda embarcar más de 800 BCF por año de gas licuado a diferentes partes del mundo. ▲ de Eagle Ford en Texas, Estados Unidos. Mientras que en Colombia, la Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) realizó estudios para evaluar el potencial de las cuencas Valle Medio del Magdalena, Catatumbo y Cordillera en Colombia, en los que se estiman recursos de 55 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) de shale oil y shale gas. Brasil dio un paso importante a finales de noviembre al licitar 72 bloques para explotación de gas natural, en el que incluye formaciones de shale gas. Sin embargo, aún falta crear una normativa que regule este tipo de producción y el uso de la fractura hidráulica.
  29. 29. pág. PETRÓLEO & GAS 31 REPORTE 2013
  30. 30. pág. 32 PETRÓLEO & GAS Afirma que el gran uso de los combustibles fósiles se debe a precios subsidiados, política pública, bajos costos de comercialización y grandes reservas de gas y petróleo ¿ Por qué debiera interesar leer un texto con un documento tan aburrido como éste? Realmente no tengo la respuesta definitiva, quizás a usted le interese el medio ambiente, quizás usted está preocupado por el consumo de combustibles fósiles o finalmente, a usted le interesa conocer el futuro energético de la región. El hecho es que ahora quisiera presentar algunas estadísticas so- cONSUMO DE ENERGÍA EN aMÉRICA LATINA Y eL CARIBE TIPO DE ENERGÍA CONSUMIDA POR CADA PAÍS DE ALC REPORTE 2013 Foto: Archivo RE Ecuador lidera consumo de gasolina, diésel y GLP MAURICIO MEDINACELI * , ANALISTA ENERGÉTICO bre el consumo de energía en América Latina y El Caribe, utilizando la información que proporciona Olade es posible también comparar con el promedio total así como entre nuestros países. Primero, y de plano para asustar a las personas, comienzo presentando los datos para toda la región para el año 2011, en la siguiente figura usted encontrará la participación de cada fuente de energía respecto del consumo final. Comencé indicando que podía asustarles y la razón es la siguiente, el consumo de combustibles fósiles (derivados del petróleo y gas natural) representa más del 63% del total, lo que confirma que somos adictos a los hidrocarburos, en particular el sector del transporte público masivo. Ahora bien, la siguiente gráfica presenta la información para cada uno de los países de la región, donde éstos se ordenan de acuerdo al consumo de gasolinas, diesel oil, y otros derivados. Es así que podemos ver a Ecuador como el país con la mayor participación de este tipo de fuentes de energía en el consumo total y por otra parte, Trinidad & Tobago con el menor de ellos. Bolivia se encuentra por debajo del promedio, debido al cambio de los últimos quince años de derivados del petróleo por gas natural. Es así que invito a los lectores a encontrar su respectivo país y contrastarle con el promedio y con el resto. Por mi parte, lo único que me queda claro es la tremenda adicción que tenemos al consumo de combustibles fósiles, situación que no creo se modifique en el futuro. ¿Qué factores originan ello? Creo que los precios subsidiados, la naturaleza de la política pública (por ejemplo en infraestructura que promueve su uso), los bajos costos de comercialización y las grandes reservas de gas y petróleo en la región, podría explicar esta situación. Si alguna transformación yo espero en el futuro es la sustitución de derivados del petróleo por gas natural... buenas noticias para los países productores y quizás no tanto para los nobles amigos que todos los días pelean por un mejor medio ambiente, el Santi les quedará por siempre agradecido, su papá (yo) no tanto. ▲ * El autor del artículo fue ministro de hidrocarburos de Bolivia y coordinador de Olade.
  31. 31. pág. PETRÓLEO & GAS 33 REPORTE 2013
  32. 32. 34 PETRÓLEO & GAS Foto: Archivo / Reporte Energía pág. El nuevo secretario Ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Combustibles en Latinoamérica y el Caribe (Arpel) habló sobre los desafíos del sector energético en el 2013. Para el exrepresentante de Repsol Bolivia la demanda de gas natural en América Latina estará cubierta en el mediano y largo plazo. ‘Región atrajo capitales petroleros de países que no invertían tradicionalmente’ ¿ REPORTE 2013 Cuáles son sus objetivos al asumir el cargo de nuevo secretario ejecutivo de ARPEL? Mis planes profesionales están muy alineados con el Plan Estratégico y los objetivos de Arpel y sus empresas asociadas. He sido honrado por esta asignación como secretario Ejecutivo y mi compromiso personal es volcar mis energías y experiencia en mantener todo lo logrado por esta institución en sus casi 50 años de vida. Asimismo, trataré de identificar oportunidades para agregar nuevas actividades a las tradicionales de Arpel, con el objeto de intensificar la cooperación y asistencia recíproca entre las empresas del sector y facilitar, de este modo, la motivación más trascendente que es la integración energética regional. ¿Cuál es el balance que realiza de la gestión 2013 en el sector hidrocarburos en los países de la región? Podemos hacer un balance positivo en términos generales, ya que América Latina ha continuado su proceso de posicionamiento como región receptora de inversión en la industria de hidrocarburos. Varios países han cerrado con éxito rondas de licitación de bloques y otros están en proceso de abrir licitaciones en el año 2015. Perfil Jorge Ciacciarelli Es ingeniero químico, con una larga trayectoria en la industria. Trabajó para YPF en donde se desempeñó en varios cargos hasta ocupar la dirección de las refinerías de Mendoza y La Plata, Argentina. Luego trabajó para Repsol Canadá, como gerente de Unidad de Negocio y Director de Proyecto, concluyendo en Repsol Bolivia, como Country Manager. Según su percepción ¿Qué cambió en este año en relación al 2012 en la región en términos de nuevos jugadores, inversión y proyectos importantes en el área hidrocarburos? En cuanto a nuevos jugadores se puede decir que América Latina está logrando atraer capitales de regiones que tradicionalmente no invertían en este sector en la región. Empresas de Rusia, China, India, el sudeste asiático están desembarcando, realizando fuertes inversiones no solo a nivel del upstream sino también en toda la cadena de valor. Es interesante observar también el foco que los países están poniendo en la exploración y desarrollo de reservas, dada la importancia que tiene este aspecto para la sostenibilidad de la pro- ducción y de la industria. En el 2013 Brasil ha concentrado la atención de los inversionistas en hidrocarburos con tres subastas ¿Cree que se marca una ruta a seguir con lo hecho en ese país? La Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP) había realizado su última subasta en 2008, previo a que el gobierno reformara en el 2009 el marco regulatorio para el sector. El principal objetivo de esta reforma fue garantizar mayores ingresos para el Estado con el pre-sal, el cual representa el nuevo horizonte de exploración descubierto en aguas ultra profundas de la costa brasileña. Este año, la ANP realizó 3 subastas. En la 11va. Ronda, realizada en Mayo, fueron vendidos 142 bloques de los 289 ofertados. En la 12va. Ronda, realizada en Noviembre, fueron vendidos 72 de los 240 bloques ofertados. En la primera Ronda del Pre-sal, el consorcio formado por Petrobras (40%), Shell (20%), TOTAL (20%), CNPC (10%) y CNOOC (10%) fue el ganador de la ronda realizada en 21 Octubre, con la oferta del área de Libra, ubicada en la Cuenca Offshore de Santos. No se puede decir que estas tres subastas realizadas marcan una nueva ruta a seguir. Lo que sí aseguramos es que el 2013 fue un año atípico porque en Bra-
  33. 33. pág. PETRÓLEO & GAS ¿Desde su punto de vista la creciente actividad en torno a nuevos yacimientos de gas de esquisto, especialmente en los Estados Unidos, tendrá algún efecto en los mercados regionales? Aunque la rápida expansión del comercio de GNL en los últimos años sucedió fundamentalmente a través de la comercialización de grandes reservas convencionales, el interés en el desarrollo de recursos no convencionales como las formaciones de gas de esquisto ha crecido de manera importante. Como resultado de esta actividad en los Estados Unidos, las importaciones de GNL de este país se han reducido significativamente junto con una reducción del precio del gas en el mercado norteamericano. Esto tendrá como resultado la necesidad de transferir el suministro de GNL a mercados con precios mayores, tales como Europa, Asia y también América Latina. El sector eléctrico será el responsable de más del 40% del incremento de la demanda de gas natural en América Latina. Varios países de la región se están concentrando en la creciente penetración de este recurso para electricidad, a fin de diversificar las fuentes de generación eléctrica que actualmente dependen en gran medida de hidroelectricidad y por lo tanto son vulnerables a las sequías, así como para reducir el uso de generación termoeléctrica a base de fuel-oil y que se usa para compensar picos de demanda. ¿Cómo ve el desarrollo de los trabajos de exploración y si este es suficiente para afrontar la creciente demanda de gas en la región? Dependiendo del origen de los datos, los pronósticos indican que el crecimiento de producción de gas natural en la Región será de entre 2% y 2,5 % anual en los próximos 20 a 25 años. Estos porcentajes de crecimiento en la producción son similares a los esperados de crecimiento de consumo. Si partimos de la base que actualmente la producción es mayor que el consumo, entonces la demanda estaría cubierta en el mediano y largo plazo. Sin embargo, el crecimiento en la exploración y el desarrollo será diferente según los países y, aunque los factores de crecimiento son los que todos conocemos, cada país tendrá diferentes desafíos específicos. Algunos serán mayoritariamente logísticos como en Brasil, otros serán regulatorios como en México y Argentina, y otros asociados a la inver- sión y comercialización como en Bolivia. ¿Qué tipo de modelo empresarial requiere la industria de los hidrocarburos en la región? El contexto de la región latinoamericana, en el cual la industria de los hidrocarburos opera, requiere de un modelo empresarial cada vez más comprometido a incorporar la mirada de los stakeholders en su gestión, buscando generar la sostenibilidad del negocio y de la sociedad toda. Tendencias como la demanda energética creciente, la disminución de las reservas tradicionales, el fuerte incremento en las legislaciones que regulan las operaciones en cuestiones sociales y ambientales, el aumento en las demandas de los grupos de interés, la incidencia económica, social y ambiental que puedan tener las empresas de petróleo y gas en las localidades en las que operan, conforman en definitiva un contexto que requiere de una industria capaz de atender los desafíos del negocio, cuidando el ambiente y generando inclusión social. En este sentido, las empresas de energía están llamadas a incorporar en su gestión temas como ética y valores, transparencia y rendición de cuentas, respeto de los Derechos Humanos, extensión de prácticas responsables a la cadena de valor, comprensión de los temas vinculados a los pueblos indígenas, a la equidad de género y a la inclusión de la diversidad. En definitiva, asumir una gestión del negocio que integre los impactos económicos, sociales y ambientales, generando valor compartido para la compañía y sus grupos de interés. ▲ 2013 REPORTE sil no se realizaban subastas desde 2008 y tuvieron, además, la primera Ronda del Pre-sal. Creemos que ANP seguirá buscando por lo mínimo una subasta al año a partir de 2014. Un hecho interesante es que en las áreas del Presal, el sistema adoptado es de producción compartida (PSC), diferente del de concesión adoptado para las otras cuencas. La industria de petróleo y gas es muy dinámica y es importante que los gobiernos conserven una frecuencia adecuada de sus rondas de licitación para mantener el interés en sus países a la vez que permita a las empresas, con intereses en la región, administrar sus portafolios más eficientemente. 35
  34. 34. pág. 36 PETRÓLEO & GAS 2013 RECUENTO Planta Itaú subirá de 12 a 17 MMmcd de gas Ley de Inversiones postergada hasta 2014 El campo San Alberto, operado por Petrobras Bolivia en sociedad con la francesa Total, aumentará su producción de 12 millones de metros cúbicos al día (MMmcd) de gas natural a más de 17, incremento que se realizará con la planta Itaú de procesamiento de este carburante, la cual inyectará a este campo 5 MMmcd. El complejo que se construye El senador del Movimiento Al Socialismo (MAS), David Sánchez, confirmó que recién la próxima gestión se debatirá en el pleno de la Asamblea Legislativa el proyecto de Ley de Inversiones, norma que buscará garantizar los capitales foráneos que llegan al país. Según el legislador, el texto no pudo ser analizado durante esta legislatura debido a que se tuvo en la provincia Gran Chaco del departamento de Tarija, demanda una inversión de $us 110 millones y de acuerdo al cronograma de la empresa operadora deberá iniciar operaciones a inicios de 2014. En la actualidad en el campo San Alberto existen otras dos plantas, cada una con capacidad de procesamiento de 6,6 MMmcd, pero ambas producen un promedio 12 MMmcd. que aprobar primero la Ley de Empresas Públicas. Sin embargo, dijo que el documento ya es socializado y busca evitar que se tengan que tomar acciones como las nacionalizaciones. En Bolivia existen cerca de 10 empresas españolas y otras constructoras que llegan al ganar licitaciones, pero que no se establecen en el país al no existir garantías para las inversiones. La española Repsol inauguró la ampliación de una planta de gas al sur de Bolivia que, a un costo de 650 millones de dólares, le permitirá ampliar la producción de gas destinada a Argentina y Brasil. La ampliación posibilita al megacampo de Margarita-Huacaya elevar la producción de 11 a 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural (mmcd). Se prevé que hasta finales de 2014, se realicen las actividades de sísmica 2D y 3D, al norte de Huacaya y al sur de Margarita. Estos trabajos, que se encuentran en etapa final de licitación permitirán visualizar si existe o no una potencial de acumulación de hidrocar- buros. Con la sísmica 3D, se definirá la ubicación para la perforación de los pozos contemplados en el plan de desarrollo, con el objeto de mantener el nivel de producción del área Caipipendi. Bolivia exporta en la actualidad un promedio de 30 MMmcd a Brasil y otros 15 MMmcd a Argentina, mercado que en los próximos tres años debe alcanzar una provisión de 27 MMmcd y mantenerla hasta 2027. El megacampo Margarita-Huacaya es operado por la compañía petrolera Repsol, con una participación del 37,5%, junto a la británica BG Bolivia (37,5%) y la argentina Pan American Energy (25%). Promulgan ley que inicia la exploración en el megacampo Azero Foto: Archivo / Reporte Energía YPFB inició exportación de 3.000 TM de GLP a Perú A partir de diciembre, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación) inició la exportación de 3.000 toneladas métricas (TM) de Gas Licuado de Petróleo (GLP) a la República del Perú, a través de la empresa Lima Gas S.A. YPFB Corporación comenzó a utilizar la planta separadora de líquidos de Santa Cruz, donde instaló el Complejo de Río Grande, que le permite autoabastecerse del producto y buscar nuevos mercados. Bolivia también exportó entre agosto y septiembre 1.350 toneladas de GLP a Paraguay. REPORTE 2013 Foto: Archivo / Reporte Energía Repsol amplía planta que surte gas a Brasil y Argentina En septiembre de 2013 se promulgó la ley que permite viabilizar las actividades exploratorias en el área Azero. Se trata de una nueva inversión que permitirá dar un gran salto en la exploración en el departamento de Santa Cruz. Según YPFB, en la primera fase de exploración de Azero, que tiene una duración de hasta cinco años, la rusa Gazprom y la francesa Total invertirán en actividades de geología, adquisición magnetotelúrica y gravimetría para luego ingresar a la perforación de dos pozos. Evo y Cartes estrecharon relaciones con acuerdos sobre energía y control de fronteras El presidente Evo Morales y su homólogo paraguayo Horacio Cartes firmaron varios acuerdos de cooperación bilateral sobre temas de energía, control de fronteras y el uso de puertos sobre el río Paraguay para las exportaciones bolivianas, en un acto que dio un nuevo aire a las relaciones entre ambos países tras la ruptura en 2012 por la destitución de Fernando Lugo. En el encuentro, se firmaron documentos entre ellos el Reglamento del Comité de Fronteras, que fue suscrito el 19 de marzo de 2009 y que estará a cargo de los ministros de Relaciones Exteriores de ambos países.
  35. 35. pág. PETRÓLEO & GAS 37 REPORTE 2013
  36. 36. pág. 38 PETRÓLEO & GAS Foto: YPFB 2013 RECUENTO MHE concluyó siete procesos de Consulta y Participación El Viceministro de Desarrollo Energético, Franklin Molina, explicó que el Ministerio de Hidrocarburos y Energía, concluyó en la pasada gestión siete procesos de consulta y participación, y prevé llegar a 13 hasta inicios de 2014. “Gracias al trabajo de equipo que se vino estructurando en el Ministerio en estos últimos años conjuntamente con las empresas se ha llevado adelante los procesos de consulta y participación. También hay que destacar el compromiso del Ministerio para llegar a un buen término. Producto de ello, se ha logrado viabilizar una inversión que supera los $us 1.000 millones”, de- stacó el Viceministro Molina. Los procesos de Consulta y Participación son un mecanismo por el cual se desarrolla una consulta previa a los pueblos indígenas, comunidades campesinas, donde se desarrollará un proyecto hidrocarburífero o energético, es un momento previo al licenciamiento ambiental. “Durante estos procesos hay situaciones complejas, presiones de las comunidades indígenas, porque hay temas vinculados a varios aspectos, porque esto presupone que al identificar impactos socioambientales va a existir una compensación”, explicó Molina. Aprobaron cinco contratos de exploración de hidrocarburos Planta Gran Chaco alcanzó 67% de avance La Cámara de Diputados aprobó en diciembre de 2013, cinco nuevos contratos de servicios petroleros de exploración y explotación, suscritos en octubre de ese mismo año, y que conciernen a zonas reservadas a favor de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), informó el Ministerio de Hidrocarburos y Energía. El ministro de Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa, explicó a la Cámara de Diputados la importancia de los contratos que corresponden a las áreas Cedro, Huacareta, El Dorado Oeste, San Hasta principios de diciembre de 2013, la Planta de Separación de Líquidos del Gran Chaco, registró un avance de 67,49% en las obras civiles y mecánicas, montaje de equipos y tendidos eléctricos, entre otros trabajos. El presidente Evo Morales y el responsable de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas, inspeccionaron la ejecución de esa planta que procesará un caudal de gas natural de 32,2 millones de metros cúbicos por día (MMmcd). En la planta del Gran Chaco se extraerán propano y butano, que es el Gas Licuado de Petróleo que se Miguel e Isarsama. Los contratos se suscribieron el 23 de octubre de 2013, entre YPFB, su subsidiaria YPFB Chaco, la británica British Gas (BG) y Petrobras de Brasil, permitiendo una inversión de $us 53.4 millones en la primera fase de exploración. El ministro de Hidrocarburos y Energía señaló que el objetivo de esos contratos es la búsqueda de mayores reservas hidrocarburíferas para el país, que permitan garantizar el abastecimiento del mercado interno y los compromisos de exportación. Esperan Ingeniería básica de GTL para fines del 2014 Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) “está llamada” a presentar hasta fines del 2014 la ingeniería básica del proyecto Gas a Líquidos (GTL por sus siglas en inglés) que, de implementarse en Bolivia, permitirá extraer diésel a partir del gas natural, con lo que se reducirá los montos de subvención por importación de este carburante. Esta declaración fue realizada por el viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Árnez, quién además afirmó que solo en subvención de diésel se erogó $us 605 millones este año. REPORTE 2013 Según la visualización del proyecto, la capacidad del complejo GTL está pensada para 30.000 barriles por día (BPD) de diésel sintético, aunque no se cuenta con la ubicación definida, y la inversión estimada todavía está en estudio. El principal impacto del mencionado proyecto es abastecer totalmente la demanda de diésel para dejar de importar este combustible. A su vez, Árnez dijo que se reducirá el techo presupuestario para importación de carburantes el próximo año, puesto que se dispondrá de $us 900 millones, a diferencia de 2012 cuando se destinó $us 1.060 millones para este fin. emplea en hogares y fábricas; isopentano y gasolina, para abastecer a las refinerías de todo el país; metano, que será empleado para incrementar la exportación de gas hacia la Argentina; y etano, para industrializar hidrocarburos y producir plásticos. La construcción de esa planta se inició en enero de 2012 y su conclusión está prevista para el 30 de octubre de 2014, con una inversión de $us 592 millones. La planta de separación de líquidos, está ubicada en el municipio de Yacuiba, Tarija en el kilómetro 8 de la carretera a Santa Cruz de la provincia de Gran Chaco al sur del país sobre una superficie de 7.5 hectáreas. Planta Río Grande inició sus operaciones el 2013 La planta de Separación de Líquidos de Río Grande empezó a operar en mayo de 2013, con una capacidad para alimentar 36.000 garrafas de Gas Licuado de Petróleo (GLP) día y producir gasolina, con lo que Bolivia dejará de importar el GLP. La planta está ubicada en el municipio de Cabezas, provincia Cordillera del departamento de Santa Cruz. Datos del Programa de Inversiones de YPFB Corporación 2013, dan cuenta que la planta procesará 5,6 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural para obtener 361 TMD de GLP y 350 barriles por día (BPD) de gasolina estabilizada, además de 195 BPD de gasolina rica en isopentano. Astra Evangelista Sociedad Anónima (AESA) construyó la planta que cuenta con seis tanques fabricados en Bolivia por la empresa Carlos Caballero.
  37. 37. pág. PETRÓLEO & GAS 39 REPORTE 2013
  38. 38. pág. 40 PETRÓLEO & GAS 2013 RECUENTO Perú decidió en el 2013 modernizar la refinería Talara la cual generará beneficios muy importantes, no solamente en el incremento de la producción de combustibles, sino en el cuidado del medio ambiente y la creación de empleos. Las obras comenzarán en febrero del 2014, con una inversión $us 3.500 millones, de los cuales $us 2,730 millones serán financiados por Petroperú, y los restantes $us 770 millones por la empresa privada. Este proyecto será clave para que la refinería de Talara aumente su producción de 30 mil a 60 mil barriles diarios de combustibles. Le permitirá, además, producir Foto: proactivo.com.pe Modernización de Talara costará $us 3.500 MM combustible con un bajo contenido de azufre, lo que redundará en beneficio del medio ambiente y en la disminución de enfermedades debido a la contaminación. El expresidente de Petroperú, Humberto Campodónico, calificó como “buena noticia” esta decisión de modernizar la refinería, la cual materializará un proyecto de talla mundial. “Las criticas vienen por el lado ideológico porque desde el punto de vista técnico todo está bien, son buenos días para Piura, para Talara, para los trabajadores y los vecinos de Talara que siente la refinería como suya y esperaban esta decisión”, aseveró. Gran Tierra Energy confirmó hallazgo de petróleo de Lote 95 en Perú Foto: pdi.com.ve Venezuela y Trinidad y Tobago explotarán gas Venezuela y Trinidad y Tobago firmaron un acuerdo en septiembre para la explotación conjunta del campo Loran-Manatee, el más grande de los tres yacimientos que comparten ambos países en la zona transfronteriza. El convenio fue rubricado en Caracas, Venezuela por el ministro de Petróleo y Minería, y presidente de Petróleos de Venezuela (Pdvsa), Rafael Ramírez, y el titular de Energía y Asuntos Energéticos de Trinidad y Tobago, Kevin Ramnarine. Loran-Manatee posee 10,25 billones de pies cúbicos de gas y será explotado en una proporción en el que 73% le corresponderá a Venezuela y 27% para Trinidad y Tobago. La actividad de explotación se realizará por intermedio de la petrolera estatal Petróleos de Venezuela (Pdvsa) y la estadounidense Chevron. Además existen otros dos yacimientos compartidos que suman más de un billón de pies cúbicos donde Trinidad y Tobago tendrá una mayor porcentaje, aseguró el presidente de Pdvsa. REPORTE 2013 Gran Tierra Energy anunció el hallazgo de petróleo en el pozo Bretaña Norte 95-2-1XD del Lote 95, el cual se encuentra ubicado en la Provincia de Requena, Región Loreto en Perú. Después de 7 años de vigencia del contrato de exploración del Lote 95, el hallazgo revela la presencia de petróleo y lo convierte en un recurso con mucho potencial de explotación. El presidente de Gran Tierra Energy Perú, Carlos Monge, señaló en agosto que la compañía espera producir con su reciente descubrimien- to de petróleo más de 40 mil barriles diarios de petróleo, más de la mitad de la actual producción del país. “Si la sísmica confirma las dimensiones estimadas que esperamos, perforaremos un segundo pozo que confirmará las reservas de hidrocarburos y calculamos que tendremos más de 100 millones de barriles de reservas en el campo Bretaña”, añadió. También indicó que se trabaja en la ingeniería conceptual de desarrollo del proyecto para propósitos del Estudio de Impacto Ambiental requerido. Ecopetrol declaró viabilidad comercial en el Bloque Caño Sur Este La Empresa Colombiana del Petróleo (Ecopetrol) declaró la viabilidad comercial del bloque Caño Sur Este, que según estimaciones de la empresa tendrá un potencial de producción de 25.000 barriles de crudo por día a mediados de 2016. El presidente de esta compañía, Javier Gutiérrez, hizo el anuncio y también afirmó que “la declaratoria inicial podría incorporar reservas estimadas en 22,4 millones de barriles de crudo”. La declaración de comercialidad confirma que después de las explo- raciones practicadas en los 61 pozos de Caño Sur Este, ubicado en el municipio de Puerto Gaitán, en el departamento del Meta, Ecopetrol ha comprobado que existen reservas suficientes para comenzar a explotar esa nueva zona de producción petrolera. Para el desarrollo del bloque, la empresa, ha previsto invertir $us 656 millones en los próximos cinco años, que incluyen la perforación de 135 pozos más, en la construcción de infraestructuras en la superficie y en estrategias ambientales y sociales.
  39. 39. pág. PETRÓLEO & GAS 41 REPORTE 2013

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