Bolivia repunta en exploración petrolera para reponer reservas

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

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

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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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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.

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

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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. ▲

pág.

PETRÓLEO & GAS

9

REPORTE

2013

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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.

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PETRÓLEO & GAS

11

REPORTE

2013

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

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

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


14

Foto: noticiasstarmedia.com

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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.


“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.

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PETRÓLEO & GAS

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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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Foto: infosurhoy.com

PETRÓLEO & GAS

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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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

Imagen: hidrocarburosenanp.blogspot.com

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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. ▲

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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.

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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. ▲

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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Foto: fotospublicas.com

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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.

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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.

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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

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PETRÓLEO & GAS

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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.

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

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS
Foto: fractracker.org

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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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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PETRÓLEO & GAS

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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-

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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.

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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

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


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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

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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.

pág.

PETRÓLEO & GAS

39

REPORTE

2013

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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.

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PETRÓLEO & GAS

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REPORTE

2013

Bolivia repunta en exploración petrolera para reponer reservas

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