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PETROLEO INTERNACIONAL
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Panorama
Perspectivas de la industria petrolera latinoamericana 2010
Brasil, Colombia, Ecuador, Venezuela, Perú, Uruguay, Bolivia y Argentina
Hernán Federico Pacheco, Marzo 2010
Un giro en la jerarquía petrolera latinoamericana se encuentra en curso,
a medida que la creciente producción de Brasil dejó al país a las
puertas de superar a las potencias petroleras tradicionales de la
región: México y Venezuela. La producción brasileña llegará a 2,43
millones de barriles/día en 2011. En cambio, la oferta de México caerá
de 3,4 a 2,5 millones de barriles. Venezuela, en franco declive, bordea
los 2,1 millones de barriles. Versión ampliada del artículo publicado en
la edición impresa.
Las tendencias actuales sugieren que Brasil podría llegar al primer
lugar para 2011, a medida que sus campos offshore ultraprofundos
comiencen a bombear en los próximos meses. Mientras tanto, México y
Venezuela vieron cómo su producción cayó dramáticamente en los últimos
años. La alta producción petrolera tradicional hizo que las compañías
estatales en esos países se volvieran complacientes a la hora de buscar
nuevas fuentes de energía.
El gigante estatal brasileño Petróleo Brasileiro SA, responsable de más
de 95% de la producción brasileña, produjo poco más de 2 millones de
barriles al día en noviembre pasado. Esto, sumado a su producción anual
de gas natural y sus operaciones fuera de Brasil, aumenta la producción
diaria de Petrobras a cerca del equivalente a 2,6 millones de barriles
de petróleo, 5,5% más que hace un año. La tendencia es que la producción
de crudo de Brasil siga subiendo, a medida que los yacimientos del
presal comiencen a producir. Petrobras estableció una meta de 2,25
millones de barriles por día para 2010 y 2,43 millones en 2011.
Los vientos están soplando en la dirección opuesta en México, que pasó
apuros con el declive de la producción y pocos nuevos hallazgos. La
producción de crudo de México cayó desde un máximo de 3,4 millones de
barriles al día en 2004 hasta un promedio de 2,6 millones en octubre último.
Un año atrás, trazar perspectivas para Petrobras y el presal brasileño
era una tarea un tanto complicada. En el auge de la crisis y de la
recesión económica, el sector petrolero enfrentaba un gran pesimismo,
más aún con el precio del barril cayendo ininterrumpidamente. En 2010
intervendrá una serie de factores: la demanda y el precio internacional
del petróleo, posibles cambios regulatorios, información acerca de los
desarrollos en el presal y el nuevo plan de capitalización de la estatal
brasileña (el proyecto ya está en marcha y ocurrirá en la primera mitad
del año) son sólo algunos de los elementos importantes para el presente año.
La estatal posee diversas plataformas que aún no alcanzan sus picos de
producción, como el P-51 (Marlim Sur), la FPSO Ciudade de Niteroi, la
FPSO Frade y la FPSO Espírito Santo, cuya expansión de actividades debe
repercutir positivamente en la producción de gas y petróleo de la
compañía en los próximos trimestres. La incertidumbre, sin embargo, es
si las inversiones redireccionadas al desarrollo de la producción en el
corto plazo no fueron disminuidas en función de los esfuerzos para
viabilizar el presal, aunque el enorme potencial del presal ya está
incorporado a los papeles de la estatal.
Con respecto al marco regulatorio, las nuevas propuestas, cuyo desenlace
deberá ser conocido en el primer semestre de 2010, buscan beneficiar al
gobierno en la apropiación del petróleo extraído y fortalecer su peso
decisivo en el sector, además de favorecer a Petrobras, que tendrá el
espacio garantizado en la explotación de los importantes
descubrimientos. Sin embargo, los riesgos también existen, y por las
señales, no son pocos. Una, por ejemplo, es la posibilidad de que
Petrobras sea la única operadora en el área, lo que podría “forzar” a la
empresa a operar o destinar inversiones muy grandes en proyectos poco
rentables. Además, la adopción de un modelo de reparto híbrido, con
cobro de royalties, puede resultar en disminución de ingresos y
reducción de la rentabilidad de los proyectos.
Al parecer, el reparto de la producción aún no quita el interés de
empresas extranjeras en Brasil. Es por lo menos el caso de la francesa
Total, que aguarda la 11ª Ronda de Licitaciones de la Agência Nacional
do Petróleo (ANP). La licitación fue aplazada para inicios de 2010
debido a las dificultades de obtención, por parte del gobierno federal,
de licencias ambientales. En el área de explotación, Total es socia de
Petrobras y Devon en el campo Xerelete, descubierto en el bloque BC-2 de
la Cuenca de Campos. Las socias aguardan la aprobación de la ANP para la
unificación de esa área con el bloque BM-C-14, que tiene sólo a
Petrobras y Total como socias. Las dos áreas son de la llamada Ronda
Cero, cuando las asociaciones fueron negociadas directamente con
Petrobras antes de la primera licitación de la ANP, en 1999.
A pedido de la ANP, el Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)
aplazó para principios de 2010 la decisión sobre la realización de la
11ª Ronda de Licitación de Bloques de Petróleo y Gas Natural. La agencia
pidió el aplazamiento ya que, debido de temas ambientales pendientes, la
mitad del área que la agencia quería ofrecer en la subasta no podría ser
colocada en disputa, pues tuvieron que ser retirados 70 mil kilómetros
cuadrados en áreas de explotación de la Cuenca del Solimões. Esta
superficie corresponde a la mitad de las áreas puestas en licitación.
Brasil concentrado en la Cuenca de Santos
En 2010, el segmento petrolero brasileño deberá tener una etapa
atareada. Este año será de gran trabajo en el presal de la Cuenca de
Santos. Petrobras planea perforar 13 pozos en el área, lo que implicará
una inversión elevada, considerando que cada pozo cuesta entre US$60
millones y US$120 millones, dependiendo del tipo. Se trata de un número
considerable también tomando en cuenta que hasta ahora fueron perforados
16 pozos en todo el presal desde 2006. La compañía ya está produciendo
35 mil barriles de petróleo en el presal, 20 mil barriles por día en
Tupi, y 15 mil barriles en el campo Jubarte, en el Parque das Baleias.
Pero Santos es la estrella del momento, o por lo menos de las próximas
décadas. Allí están los bloques donde fueron encontrados los mayores
volúmenes recuperables de petróleo hasta ahora: Tupi e Iara (en el
BM-S-11), Paratí (BM-S-10), Carioca (BM-S-9), Bem-Te-Vi (BM-S-8),
Caramba (BM-S-21), Júpiter (BM-S-24) y Azulão (BM-S-22, ese último de
Exxon). Sólo el llamado polo de Tupi va a responder por 40% de la
producción total de Petrobras en 2020, cuando el actual plan estratégico
prevé que la estatal estará produciendo 3,92 millones de barriles por
día, de los cuales, 1,8 millones en el presal. Hasta ahí, la Cuenca de
Santos habrá reducido la importancia relativa de la Cuenca de Campos,
que hoy es responsable por 80% de la producción brasileña de petróleo.
Las inversiones serán multimillonarias: US$18,4 mil millones hasta 2013
y US$111 mil millones hasta 2020. Los números de 2010 se están revisando
y estarán en el plan estratégico hasta 2014, que aún no tiene fecha de
divulgación.
Actualmente, Petrobras implementa la llamada “fase cero” de la
producción de petróleo y gas del presal de Santos. La producción se
realiza a través de un test de larga duración (TLD) en Tupi con la
plataforma Cidade de São Vicente y de un TLD en Jubarte con la
plataforma P-34. La compañía intentará anticipar de diciembre a octubre
la instalación de un proyecto piloto de producción en el área, con una
plataforma que tendrá capacidad para 100 mil barriles de petróleo por día.
Cuando el piloto sea instalado, la plataforma que hoy hace el TLD será
desplazada a otra área. Antes de finalizar el año serán iniciadas tres
pruebas más de larga duración en Guará, Paratí y, probablemente, en un
área llamada Tupi Nordeste. La localización de esas áreas está en fase
de evaluación y podrán ser alteradas. La plataforma que será instalada
en Guará, la Dynamic Producer, está siendo construida en Singapur y debe
comenzar a operar en el primer semestre. Con un programa exploratorio
más intenso, el movimiento de navíos en el presal no podía ser pequeño.
Hasta 2011, la compañía va a recibir 23 sondas de perforación, que ya
fueron contratadas.
Este año Petrobras recibirá entre seis y siete sondas de perforación y
puede alquilar más equipos si el precio fuera adecuado. Estas van a
perforar hasta 11 pozos de evaluación exploratoria y dos de desarrollo
de la producción en el presal durante 2010. El número final de pozos
dependerá de la cantidad de sondas disponibles.
Otro evento importante será el lanzamiento de un gasoducto de 225
kilómetros de extensión que conectará el piloto de Tupi a la plataforma
de Mexilhão y de allá para el continente, en Caraguatatuba (SP).
Inicialmente, el piloto de Tupi va a “exportar” 3 millones de metros
cúbicos de gas, y el dióxido de carbono (CO) será separado en la
plataforma antes de ser enviado. Una parte del CO será reinyectado en el
campo para aumentar la producción de petróleo. El proyecto de Petrobras
para el gas y el CO encontrado en los campos del presal es un desafío en
cuanto a tecnología. Petrobras quiere evitar la emisión de gas carbónico
en la atmósfera.
Petrobras estudia alternativas para aumentar la producción y evitar la
emisión de CO en la atmósfera. La primera es la inyección de agua en la
reserva, que aumenta el factor de recuperación del petróleo en 25%. La
segunda es la inyección alternada de agua y gas de hidrocarburo (una
mezcla de CO y gas) en los pozos. Esa técnica permite un aumento del
factor de recuperación del petróleo a 35%. La otra opción prevé la
inyección alternada de agua y CO (ya separada del gas), que aumenta a
45% el factor de recuperación. Petrobras utilizará la inyección
alternada en la fase 1A del desarrollo de los campos de Tupi, Guará y
Tupi Nordeste, prevista para el período de 2010 a 2016. El uso de agua y
CO puro sólo será posible a partir de 2017, cuando la producción en el
polo presal de Santos esté más madura.
Hasta 2016, la empresa planea instalar en el presal de Santos 11
sistemas de producción de petróleo. El primero es el piloto de Tupi. Las
plataformas FPSO que vendrán después tendrán mayor capacidad de
producción. El de Guará, previsto para 2013, podrá producir 120 mil
barriles de petróleo, el mismo volumen de la unidad de Tupi Nordeste,
prevista para entrar en 2014. A partir de ahí serán instaladas ocho
plataformas fabricadas en serie, cada una con capacidad de producir 150
mil barriles por día. Están previstas cuatro para 2015 y otras cuatro
para 2016. Juntas producirán casi 1,6 millones de barriles de petróleo
por día.
Todo ese petróleo, que corresponde casi a la actual producción de
Petrobras, será llevado a través de dos navíos (o terminales oceánicas)
estacionados en el mar, que serán construidos uno para la primera fase y
otro para la segunda. Cada uno tiene una capacidad de almacenaje de 400
mil barriles de petróleo.
Repsol acelera su paso en Brasil
Brasil es un pilar estratégico de su crecimiento. La extracción de crudo
arrancará en 2010 con un test de producción prolongado en Guará (uno de
los tres descubrimientos de la española en aguas profundas, con Carioca
e Iguazú) de cuatro a seis meses, con 20.000 barriles diarios. La
producción irá aumentando y en 2012 la previsión es de 100.000 a 120.000
barriles diarios, de los que a Repsol le correspondería en principio
25%. La producción se multiplicará en unos años, cuando los diferentes
yacimientos operen a pleno ritmo. Brasil es clave para revertir la caída
de reservas de Repsol.
Antonio Brufau, presidente de Repsol YPF, consideró que la petrolera
precisará entre US$10.000 y US$12.000 millones para desarrollar su
proyecto en Brasil en los próximos 10 o 12 años. La actividad de
exploración alcanzará los US$480 millones en 2010. El cálculo del valor
de los activos en el país es de US$6000 millones. El problema consiste
en que para obtenerlos hay que extraer y vender el petróleo en aguas
profundas del Atlántico. Y eso requiere, a su vez, una financiación
importante: entre US$10.000 y US$12.000 millones, que pueden llegar a
US$15.000 si se producen hallazgos importantes. En Brasil, Repsol YPF
lleva a cabo una intensa campaña de exploraciones. Hasta el momento, la
petrolera ha realizado siete grandes hallazgos en los 21 bloques donde
la compañía tiene participación.
La plataforma de 228 metros de longitud se tambalea cuando la
perforadora de acero en la mitad del buque ataca las profundidades del
Atlántico Sur. Dependiendo de la dureza de las rocas que haya por debajo
del lecho marino, puede llevar hasta una hora perforar un solo metro.
Con su tropa de 159 empleados, incluidos ingenieros y otros
especialistas, la plataforma petrolera flotante Stena Drillmax, una
embarcación de 228 metros de eslora y 42 de manga, valorada en 500
millones de euros y construida en 2007 en los astilleros coreanos de
Geoje para Samsung, operada por Stena Drilling, filial del conglomerado
sueco Stena AB, es una de las únicas tres plataformas de “sexta
generación” que pueden operar en aguas con una profundidad de más de
3000 metros y perforar hasta una profundidad total de 10.600 metros. La
misión del Stena DrillMax I es confirmar las hipótesis de los geólogos y
encontrar petróleo. Desde que comenzó a prestar servicio para Repsol el
año pasado, ya ha proporcionado cuatro descubrimientos en Brasil, dos de
ellos en la zona por debajo de la capa salina.
La plataforma autopropulsada Sevan Driller completó en noviembre pasado
pruebas en las costas de China y está en ruta a Brasil para comenzar un
contrato de seis años, desde 2012, a una tarifa diaria de US$445.000 con
Petrobras. La empresa tiene otra unidad de perforación en construcción
para la estatal brasileña. El diseño de Sevan Driller incluye las
capacidades más avanzadas de perforación en la industria y se basa en
una tecnología patentada por la noruega Sevan Marine. La construcción
tomó menos de 30 meses en el astillero de China Ocean Shipping (Group)
Co, o Cosco Nantong. El shipbuilder chino concedió un contrato llave en
mano para Sevan Brasil, que incluye la obtención del equipo de
perforación de Aker Kvaener y Cameron, que suministrará blow-out
preventers (preventores de reventones).
La primera unidad de Sevan Driller comenzará el trabajo en la Cuenca de
Campos, a 360 kilómetros de la costa y a 1800 metros de profundidad bajo
el agua. El taladro de Sevan está equipado con una capacidad interna de
almacenaje de hasta 150.000 barriles de petróleo. Con un diámetro de 84
metros, la plataforma puede albergar 150 trabajadores y técnicos y
operar incluso cuando las temperaturas llegan a 20 grados Celsius bajo cero.
Perú
En 2009, Perú tuvo 89 contratos petroleros vigentes. De ellos, 19 se
encuentran en etapa de explotación y 70 en proceso de exploración,
habiendo superado con esta cifra un récord histórico de contrataciones
petroleras. Para el presente año, la empresa estatal, Perupetro, cuenta
con 20 nuevos lotes petroleros para ser licitados a fines de abril, de
los cuales seleccionó a diez que llevan los números: 166, 169, 170, 171,
173, 174, 175, 176, 180 y 181.
La gran mayoría de lotes que forman parte de esta licitación se ubican
en la selva norte y la selva central de Perú y uno o dos en la costa de
Sechura (Piura). Para esta licitación no se incluirán lotes en el
offshore debido a una serie de trabajos que las empresas operadoras
están realizando en esas áreas y que tendrían resultados este año. La
inversión en exploración por cada lote se calcula en US$50 millones,
aunque los que están ubicados cerca de Camisea podrían demandar una
inversión mayor.
La perspectiva de inversiones es alentadora en proyectos de exploración
y explotación de gas natural; en el Proyecto Camisea, la operadora
Pluspetrol Perú Corporation proyecta invertir, a fin de incrementar las
reservas probadas, un total de US$576 millones en el período 2008-2011.
Para el Lote 56 tiene programado realizar procesamiento de 150
kilómetros cuadrados de sísmica 3D así como la perforación de seis pozos
(tres en Mipaya, dos en Saniri y uno en Pagoreni Oeste, que sumarían una
inversión de US$175 millones para los próximos dos años y medio. En el
Lote 57, ubicado en la selva sur del país, sus operadores, Repsol y
Petrobras, proyectan invertir en el período 2009-2011, aproximadamente
US$80 millones, y en el Lote 58, operado por Petrobras Energía Perú, que
se encuentra en el segundo período de la fase exploratoria, la empresa
tiene que invertir US$98 millones en el período 2009-2011. Petrobras,
que también invertirá en la campaña de perforación del bloque X, ubicado
en Talara, planea realizar dos perforaciones exploratorias y 100
perforaciones de desarrollo en el lote X, ubicado en Piura, que tiene
una producción de 16.000 barriles por día.
A mediados de mayo estará lista la primera planta de exportación de gas
natural licuado de Perú. El proyecto completo para llegar a 900 millones
de pies cúbicos por día requiere una inversión total cercana a los
US$800 millones.
Y se lograron importantes hallazgos, como el Lote 64, de crudo liviano,
por la empresa Talismán, ubicada en la selva norte, y los lotes 57 y 58,
de gas natural, en la selva sur. En el Lote 64 fue perforado el pozo
Situche 3X (actualmente en evaluación), el más profundo en Perú (19 mil
pies), y su objetivo es comprobar la existencia de reservas comerciales
de crudo liviano en la selva norte. En tanto, en el Lote 58, de
Petrobrás, se encuentra en evaluación el pozo Urubamba 1X, cuyo objetivo
es confirmar la existencia de importantes reservas de gas.
Repsol YPF perforó el pozo Kinteroni 1X en el Lote 57 y la evaluación
del pozo dio resultados positivos en reservas de gas natural, cuyos
volúmenes vienen siendo evaluados. No obstante, extraoficialmente se ha
anunciado el descubrimiento de 2 TCF (trillones de pies cúbicos) de
reservas de gas natural, como recursos por recuperar. Repsol YPF debe
presentar en abril próximo su plan de inversiones para la explotación.
El desarrollo comercial de este pozo demandará una inversión de US$100
millones.
En los primeros días de 2010, BPZ Resources anunció que culminó con
éxito la perforación del pozo CX 11-19D en el Campo Corvina y del pozo
A-14XD en el Campo Albacora, ambos localizados en el Lote Z-1 en el
noroeste de Perú. El pozo 19D Corvina fue puesto en producción con una
tasa inicial de 1700 barriles de petróleo por día (bpd), y el pozo
A-14XD Albacora con una tasa de 2300 barriles de bpd.
El pozo CX11-19D fue perforado y completado exitosamente en un área
probada no desarrollada del Campo Corvina, alcanzando no sólo arenas
probadas y producidas en otros pozos, sino también arenas más profundas
aún no probadas que resultaron productivas. El pozo 19D está actualmente
produciendo de estas arenas. Durante la perforación de este pozo se
encontró que la formación de Zorritos estaba más levantada que lo
esperado. El pozo 19D es el sexto pozo de petróleo en la plataforma CX11
y fue cuidadosamente evaluado antes de pasar a la fase de pruebas, a un
promedio de 1700 barriles de petróleo.
El pozo A-14XD es el primer pozo de la compañía en el Campo Albacora que
fue perforado, probado, completado y puesto en producción antes de
terminar el año. El tope de la formación Zorritos Superior fue
encontrado a aproximadamente 9300 pies de profundidad medida (MD),
mientras que el fondo de la formación Zorritos Inferior fue encontrado
aproximadamente a 14.450 pies de profundidad, resultando una sección de
aproximadamente 5150 pies de formación Zorritos Superior e Inferior.
Aunque ambos campos tienen crudo dulce ligero, el grado API del crudo
Corvina es 23, mientras que el grado API del crudo encontrado en
Albacora es de 37.5. Similarmente, el gas natural encontrado en Corvina
resultó básicamente seco, mientras que la campaña de perforación
anterior en Albacora mostró que el gas natural es rico en condensados.
Por otra parte, Petroperú retomará este año su proyecto de ampliación
del oleoducto para el transporte de crudos pesados (densidad por debajo
de 20 grados API) desde la selva hasta la costa norte de Perú, con una
inversión de unos US$850 millones. Para esto Petroperú debe suscribir un
acuerdo con las productoras del norte, como la francesa Perenco (Lote
67), la española Repsol YPF (Lote 39) y la argentina Pluspetrol (lotes 8
y 1AB), a fin de que se garantice un volumen de transporte por el
oleoducto. Perenco debe confirmar sus reservas de crudo y determinar el
volumen que producirá, para luego suscribir con Petroperú un acuerdo
tipo delivery or pay.
El oleoducto de la empresa peruana tiene una longitud de unos 850
kilómetros y transporta el crudo que se produce en la cuenca amazónica
del Marañón hasta la costa del océano Pacífico. Un estudio realizado por
la consultora Mustang Engineering determinó que se requería una
inversión de US$840 millones para la modernización del oleoducto y
recomendó que la ampliación se haga en dos etapas. Primero la
instalación de pequeños ductos paralelos a algunas zonas del oleoducto,
denominados loops, que demandaría una inversión adicional de US$50
millones, mientras que la segunda etapa incluiría las obras de
mejoramiento del ducto principal.
De acuerdo con lo manifestado por las compañías Perenco (Barrett),
Pluspetrol y Repsol, las producciones tempranas del crudo a transportar
son las siguientes:
* Pluspetrol (lotes 8 y 1AB): estimado total de 46.000 BPD (a fines de
2010 o más tardar a inicios de 2011), lo que implica un incremento de
8000 BPD respecto a la situación actual.
* Perenco (Lote 67): estimado de 30.000 BPD (a mediados de 2011).
* Repsol YPF (Lote 39): estimado de 30.000 BPD (a mediados de 2012).
Colombia
El año se inicia con una gran apuesta: la Ronda Colombia 2010. Se trata
de la oferta de exploración petrolera más grande en toda su historia. Se
ofrecerán 168 bloques de exploración en un área total de 51 millones de
hectáreas en todas las regiones del país, incluidas zonas marítimas. Se
destacan los bloques ubicados en San Andrés y la costa pacífica,
específicamente Chocó. Las estimaciones gubernamentales señalan que la
inversión extranjera en el sector petrolero sobrepasará los US$3.500
millones. En 2009, la inversión extranjera en el sector petrolero
alcanzó unos US$3400 millones, liderada por las empresas de Canadá.
La colombiana Ecopetrol destinará 65% de los US$6925 millones que
invertirá en 2010, a exploración y producción de crudo. Se trata del
presupuesto de inversiones más alto para alguna firma colombiana en la
historia de ese país. La empresa planea perforar 13 nuevos pozos
exploratorios en Colombia y destinará US$3558 millones para incrementar
su producción directa de crudo y gas para llevarla a 556.000 barriles
diarios equivalentes en promedio en 2010, sin incluir el aporte de las
filiales, con un incremento de 12% frente a 2009. El mayor porcentaje lo
destinará a sus operaciones en los Llanos Orientales, en el desarrollo
de crudos pesados de Castilla, Chichimene y Rubiales, así como en los
campos maduros de La Cira-Infantes, Yariguí-Cantagallo y Casabe.
El total de inversiones lo estima en US$1294 millones, destinado a
continuar con el plan de modernización de las refinerías de Cartagena y
Barrancabermeja, especialmente, así como el plan de servicios
industriales y el de mejoramiento de la calidad de los combustibles. De
la cifra destinada para labores de producción, en el departamento de
Meta se invertirán 44,8% con el fin de seguir incrementando la
producción petrolera del país, es decir, US$1594 millones. Esa inversión
se destinará a proyectos en los Llanos Orientales, específicamente para
el desarrollo del programa de crudos pesados en los campos Castilla, en
el municipio de Castilla La Nueva; Chichimene, en Acacías, y Rubiales,
en Puerto Gaitán. Al mismo tiempo, de los US$400 millones que se
invertirán en proyectos de gas natural, 70% irá a las plantas de Cusiana
y Cupiagua, en el departamento de Casanare, que actualmente surten gran
parte de la demanda colombiana.
Ecopetrol también precisó que la inversión total hasta 2011 en el Meta
será de US$3725 millones y que en ese mismo lapso se perforarán 417
nuevos pozos de desarrollo y se reacondicionarán 168 pozos para
estimular una mayor producción. Adicionalmente, en febrero, la petrolera
colombiana explorará el pozo Oripaya-1, en el Área Metropolitana de
Cúcuta, con una inversión aproximada de US$16 millones. Los trabajos
exploratorios se desarrollarán hasta julio y existen esperanzas de que
puedan encontrarse reservas de gas.
La canadiense Gran Tierra Energy destinará en Colombia la mayor parte de
sus inversiones en exploración y producción en 2010 (también tiene una
activa participación en Perú y Argentina): en total, US$129,3 millones.
El crecimiento exponencial en ese país fue impulsado por la exploración
y el descubrimiento del campo Costayaco, uno de los más grandes de
Colombia durante la última década. Actualmente posee participaciones en
14 bloques, tres de los cuales se encuentran en plena producción.
Además, Gran Tierra, con sede en Calgary, planea este año una nueva
adquisición sísmica y un pozo de exploración en el bloque Chaza. En este
bloque, en Putumayo, planea construir una nueva infraestructura en el
campo Costayaco, la cual incluye las líneas de recolección de crudo,
ductos de agua, estaciones de bombeo, tanques de almacenamiento,
instalaciones de descarga, inyección de agua y electrificación. En el
bloque Santana, donde tiene una participación de 35%, mejorará la
capacidad de almacenamiento y bombeo y reducirá los costos por
transporte entre Santana y Orito, por US$3 millones. La producción neta
de la petrolera canadiense aumentó en Colombia de aproximadamente 700
barriles diarios en 2006, a los 14.000 actuales.
Otra canadiense, Petrominerales Ltd., empezó en los primeros días de
enero la producción de crudo en su pozo Candelilla-1. Este es el segundo
pozo que la compañía perfora en su bloque Guatiquía en la Cuenca de los
Llanos, con una producción de más de 11.500 barriles de petróleo ligero
por día (44 grados API), asistido por una bomba. Candelilla añade nueva
producción a Petrominerales. Las reservas del hallazgo son prometedoras
y similares a los descubrimientos de la compañía en el cercano bloque
Corcel, cuya capacidad está siendo ampliada a 140.000 barriles diarios.
En el cuarto trimestre de 2009, Petrominerales contabilizó una
producción promedio de 24.557 barriles diarios, lo que representó un
aumento de 60% frente a igual período del año anterior, y uno de 14% en
relación con el tercer trimestre de 2009. Los éxitos exploratorios en
los bloques Corcel, Mapache y Neiva impulsaron el crecimiento de 2009.
Pacific Rubiales Energy espera alcanzar una producción de 225.000
barriles de petróleo equivalente a finales de 2010, así como el
desarrollo de tres áreas en el país para aumentar las reservas a 400 o
450 millones de barriles. La compañía invertirá US$472 millones en
facilidades de producción y la meta para 2010 es ir a 225.000 barriles
de producción bruta. El grupo canadiense opera en la franja de crudo
pesado de los Llanos Orientales.
El principal cuello de botella en los próximos años es la falta de
infraestructura para el transporte del petróleo que se produce en
regiones alejadas. Por esto, Pacific Rubiales, integrada por ex
directivos de la venezolana PDVSA, adquirió los derechos preferenciales
sobre la capacidad disponible del sistema de transporte del Oleoducto
Central S.A. (Ocensa), cuyo mayor accionista es Ecopetrol (mediante un
pago de US$190 millones por una única vez). El objetivo será transportar
por Ocensa, el más grande de ese país, hasta 160 millones de barriles de
crudo, por un período de 10 años, a partir del 1 de febrero de 2010.
La nueva tubería del Oleoducto de los Llanos (ODL), dotada con sistemas
de seguridad de fibra óptica para detectar intrusos, consta en total de
235 kilómetros y atraviesa cuatro municipios de dos departamentos, hasta
la estación Monterrey en el departamento de Casanare, donde se unirá con
el ducto Ocensa. El sistema le permitirá a Colombia explotar a gran
escala el famoso campo Rubiales, el mayor hallazgo de petróleo en ese
país durante los últimos años, y cuyas reservas probadas y probables
ascienden a 397 millones de barriles. Estas reservas son apenas las que
se tienen contabilizadas hasta el año 2016, cuando vence el contrato de
Pacific Rubiales. El tema de los crudos pesados en el departamento del
Meta luce tan atractivo, que ya varias empresas buscan nuevos
yacimientos muy cerca de Rubiales, atraídas por las mejores condiciones
contractuales y las rondas de la Agencia de Hidrocarburos.
Columbus Energy, empresa de capital estadounidense que entró hace tres
años a Colombia, participa actualmente en tres bloques como operador,
aunque tiene en total nueve bloques asignados. De ellos, ocho están en
los Llanos Orientales y uno en Putumayo. Columbus es filial de Remora
Energy de Estados Unidos, especializada en servicios petroleros. Los
campos asignados a esta compañía tendrán un desarrollo grande en
exploración durante los años 2010 y 2011. Columbus planea invertir en
Colombia cerca de US$50 millones en los dos primeros años de desarrollo
de los campos asignados en las rondas de 2008. La compañía tiene ya en
producción Oropéndola, un campo de 1500 barriles diarios de petróleo, en
donde continúan las exploraciones.
Ecuador
Petroecuador trabajará este año con menos recursos de los que esperaba.
La inversión programada para 2010 será de US$1727 millones, una cifra
inferior a las expectativas iniciales. Las inversiones para 2010
contemplan el financiamiento para los proyectos de arrastre y para los
nuevos de exploración, perforación y facilidades de producción en los
campos de la estatal. Se asignaron también recursos para la ejecución de
la segunda fase del Proyecto de Rehabilitación y Repotenciación de la
Refinería Estatal Esmeraldas, los proyectos de almacenamiento de GLP,
Zona Sur, y de rehabilitación de poliductos y terminales.
Como los recursos asignados no permitirán cumplir con las metas
esperadas en la ejecución de proyectos, la empresa trabajará en nuevas
alianzas estratégicas para elevar la producción de hidrocarburos. Hasta
el momento, la petrolera ha suscrito contratos de este tipo para
exploración de hidrocarburos con la empresa PDVSA, de Venezuela, y Enap,
de Chile. La primera trabaja en la exploración de gas y petróleo en el
bloque 4 en la comuna Campo Alegre, de la isla Puná, y en la mejora de
producción del campo petrolero Sacha. Los resultados señalan que hay
grandes indicios de existencia de gas en el bloque 4, pero
lamentablemente este pozo no ha resultado productivo. Allí se realizó la
técnica de perforación con un taladro de 1600 toneladas colocado en mayo
pasado.
Mientras la segunda busca yacimientos productivos en un bloque del golfo
de Guayaquil, Petroenap (empresa conjunta Petroecuador-Enap) comenzó en
enero a realizar trabajos de exploración con sísmica 3D en el bloque 40
para descubrir gas.
El único bloque que hasta el momento produce gas es el Campo Amistad, en
el bloque 3, concesionado a la estadounidense Energy Development
Corporation (EDC). Aunque Petroecuador pidió a principios de enero la
caducidad del contrato de participación de EDC, filial de Noble Energy,
EDC produce 28 millones de pies cúbicos diarios de gas natural en el
bloque 3.
El Ministerio de Recursos Naturales argumentó que la operadora incumplió
con sus planes de inversión e incurrió en reincidencias de infracciones
entre 2001 y 2008. Este contrato de explotación de gas natural en el
golfo de Guayaquil, que se utiliza para la generación de energía
eléctrica, tiene una vigencia de 25 años desde el inicio de la
explotación, que se empezó en 2001.
La inversión china en Ecuador pondrá sus esfuerzos en el desarrollo del
campo petrolero 42, denominado Oglán, a través de la constitución de una
compañía mixta con Sinopec. Es un paso estratégico para el gigante
asiático que ya se encuentra trabajando en el corazón del Amazonas.
Hacia el nororiente está toda la infraestructura petrolera desarrollada,
en su mayoría en manos chinas. Bajo contratos de participación, CNPC
opera el bloque 11; Petroriental los bloques 14 y 17, y Andes Petroleum
en Tarapoa.
De ese campo pueden extraerse 800 barriles diarios de crudo pesado de
11,7 API. Los nuevos estudios de prospección se centrarían en perforar
debajo de los 15 mil pies, en el llamado estrato del precretácico, donde
los técnicos tienen expectativa de encontrar grandes cantidades de crudo
liviano.
Al mismo tiempo, US$1727 millones se canalizarán para inversiones,
incluidas aquellas que realizará Petroamazonas, empresa estatal que
maneja el bloque 15, operado antes por la petrolera Oxy. El presupuesto
de inversiones de Petroamazonas en 2010 se estableció en US$474
millones, mientras que se reconocerán US$252 millones por concepto de
costos y gastos de operar el bloque. En la carpeta de proyectos de
Petroamazonas están Pañacocha, Pata Norte y Sur, Quinde-Cedros, Tumali y
el desarrollo del bloque 31, los cuales demandan US$510 millones en
nuevas inversiones.
El proyecto Pañacocha inició su fase de construcción y lleva invertidos
cerca de US$71 millones. El campo está localizado a unos 70 kilómetros
al este del Campo Limoncocha, en Sucumbíos. La producción de este campo
representará un aporte adicional de 23.000 barriles diarios a los
100.000 en promedio que produce actualmente Petroamazonas. El crudo que
se espera a finales de 2010 es de 23 grados API.
El financiamiento para los proyectos Pata Norte y Sur, Quinde-Cedros y
Tumali se realizará a través de compañías de servicios, mientras que el
desarrollo del bloque 31 tiene dos opciones. Si hasta abril de 2010 no
se consigue financiamiento de terceros, el gobierno se comprometió a
destinar US$100 millones con recursos de la caja fiscal.
Otro proyecto que puede iniciarse este año es la construcción de una
refinería en el Pacífico, impulsada por Petroecuador y la venezolana
PDVSA. La obra estaría a cargo de la compañía surcoreana SK Engineering
and Construction. Está previsto que el complejo petroquímico se
construya en la zona costera ecuatoriana El Aromo, ubicada 10 kilómetros
al sur del puerto de Manta, 270 kilómetros al suroeste de Quito. El
complejo está diseñado para procesar unos 300 mil barriles de crudo diarios.
A mediados de diciembre, la canadiense Ivanhoe Energy Ecuador Inc.
perforó el primer pozo en la zona de Cotundo. Con esta perforación se
iniciaron las primeras pruebas de producción, las cuales aportarán
información sobre el tamaño del yacimiento, características del crudo,
calidad y tasas potenciales de producción.
Los resultados de la evaluación pueden estar listos en el mes de
febrero. La petrolera Ivanhoe asumió las operaciones del bloque 20 en la
Amazonia a finales de mayo pasado, aunque la suscripción de contrato
para la exploración, explotación y mejoramiento de crudo pesado se
realizó el 9 de octubre de 2008. El bloque 20, que podría convertirse en
uno de los de mayor producción de Ecuador, tiene reservas para generar
una producción de 120.000 barriles diarios.
Bolivia
El plan de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) 2010-2015
se proyecta como la más grande de todas las inversiones que se
realizaron en la historia de la estatal boliviana: US$11 mil millones,
que serán financiados 50% por parte de las petroleras extranjeras y la
otra mitad por YPFB. Bolivia conocería en la segunda mitad de 2010 un
nuevo cálculo de sus reservas de gas, tras la firma a fines de diciembre
de YPFB con la estadounidense Ryder Scott para que las cuantifique y
certifique. Bolivia mantiene vigente un informe de 2005 de la también
estadounidense DeGolyer & MacNaughton, que le otorga reservas probadas
ascendentes de 26,7 billones de pies cúbicos (TCF) de gas, la segunda
reserva de la región detrás de Venezuela.
Para el presente año, YPFB Corporación y las empresas petroleras
invertirán US$1416 millones en toda la cadena productiva de los
hidrocarburos. De esa cifra, YPFB y sus subsidiarias invertirán US$652
millones y las empresas petroleras privadas US$763 millones. El grueso
de las inversiones correspondientes a las petroleras privadas, además de
las que realicen las nacionalizadas YPFB Andina e YPFB Chaco, estará en
mantenimiento de producción (gas natural y líquidos) y desarrollo de
campos. Sólo una pequeña parte se destinará a trabajos de exploración.
YPFB apuesta a incrementar en 2010 la producción de gas natural con seis
megacampos, donde hay evidencia de la existencia de importantes
reservas, aún no desarrolladas. Este año serán desarrollados los campos
Margarita y Huacaya en el bloque Caipipendi, operado por Repsol-YPF;
Ipati yAquío, a cargo de la francesa Total, además del campo Sábalo
operado por Petrobras. Esta última empresa también hará mantenimiento de
producción en el Campo San Alberto. La empresa hispano-argentina
Repsol-YPF, la brasileña Petrobras y la francesa Total SA concentran
66,4% (US$507 millones) de las inversiones comprometidas para este año.
La proyección para 2010 es incrementar la producción de gas natural
hasta un volumen aproximado de 44 millones de metros cúbicos (mmcd), de
un promedio actual que varía entre 41 y 42 mmcd. Así mismo, se prevé que
la producción de petróleo aumente alrededor de 41 mil barriles por día,
a más de 48 mil. Con este propósito, Yacimientos también suscribió
varios acuerdos en 2009 con las empresas operadoras como
Petrobras-Bolivia, Repsol YPF, Andina S.A., BG Bolivia, Total, Petrobras
Energía, Mat Petrol, Orca, Canadian, Plus Petrol, Chaco, Vintage y Don
Wong. YPFB tiene previsto invertir más de US$3000 millones en los
próximos cinco años para desarrollar los seis campos gasíferos ya
mencionados.
En el presupuesto de 2010 se contempla una inversión para que la planta
de separación de licuables en el Campo Río Grande sea instalada este
año. La planta servirá para extraer los líquidos del gas que Bolivia
exporta a Brasil y emplearlos en la producción de otros combustibles
(gasolina y GLP).
La búsqueda de reservas en Sararenda, en el Campo Camiri, se hará
efectiva por YPFB y su filial YPFB-Andina S.A., mediante una inversión
de US$55 millones para el primer pozo exploratorio. Con la meta de
llegar a 4800 metros de profundidad y alcanzar la formación Huamampampa,
la perforación del pozo exploratorio comenzará el 10 de abril de 2010
para concluir en enero de 2011. Las reservas posibles llegarían a 1,2
trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural y 34 millones de condensado.
YPFB Petroandina programa la perforación exploratoria en el norte de La
Paz para fines de 2010 y piensa iniciar operaciones en 2011. Después de
un año de trabajo exploratorio en el bloque Lliquimuni, YPFB Petroandina
decidió adelantar su cronograma y duplicar la inversión programada de
US$45 millones a US$93 millones. Lliquimuni fue elegido debido a la
existencia de información anterior sobre pozos secos y descubrimientos
de petróleo sin relevancia comercial en la zona.
YPFB Petroandina perforará su primer pozo denominado Timboy en el bloque
chaqueño Aguaragüe Sur “A”, a partir del segundo trimestre de este año.
Para ese propósito experimental del nuevo pozo, YPFB Petroandina tiene
un presupuesto de hasta US$50 millones.
Argentina
La argentina YPF invertirá US$500 millones durante 2010 en el contexto
del programa de exploración de cinco años, que abarcará el período
2010-2014. Se propone conocer el potencial de reservas de petróleo y gas
del país para las próximas tres décadas, no sólo en las 21 áreas
concesionadas a la empresa, sino en los 250 bloques aún no concesionados
por la nación o las provincias y en los 163 en manos de otras compañías,
muchas de las cuales no invierten por falta de capitales o equipamiento.
Hasta marzo de este año, la empresa entablará conversaciones con las
provincias (que son las dueñas de las reservas petroleras) para
interesarlas en el proyecto. En caso positivo, YPF hará presentaciones
del tipo iniciativa privada: invertirá en la exploración y cuando el
área se licite tendrá ventaja en la licitación. El segundo paso, a
partir de marzo, durará 24 meses y es la etapa de recopilación de la
documentación existente sobre cada área, su análisis y luego las
exploraciones en 2D y 3D, más la sísmica. Para hacerlo, dividirán a
Argentina en tres grandes áreas, de ocho provincias cada una.
El programa incluye completar el análisis integral del mar Argentino. A
poco de comenzar 2010, las operadoras están en condiciones de realizar
los primeros análisis y estimaciones producto de las actividades que
desarrollaron. Pan American finalizó la etapa exploratoria, avanza en la
interpretación de los datos geofísicos y planifica la futura perforación
de pozos. Los datos obtenidos del “barrido” realizado en las aguas de la
Cuenca del golfo San Jorge durante los meses de agosto y septiembre
pasados, están en proceso. La tarea demandará poco más de diez meses si
se tiene en cuenta que se realizó una radiografía del subsuelo marino en
un área de 1700 km². En el proyecto Aurora, después de 30 años, una
empresa volvió a perforar offshore en el golfo San Jorge. El proyecto
contempló en una primera etapa la perforación de cuatro pozos verticales.
La compañía saldrá a buscar petróleo y gas en la Cuenca de Malvinas, a
289 kilómetros de la costa de Tierra del Fuego, operación en la cual, en
su fase inicial, se destinará una inversión aproximada de US$100
millones a partir del segundo semestre de 2010. La operación estará a
cargo de YPF, que tendrá 33,5% del consorcio junto a Pan American Energy
(33,5%) y Petrobras (33%).
Uruguay
Petrobras iniciará este año los estudios sísmicos previos a la
exploración de hidrocarburos en aguas profundas de Uruguay, a más de 60
kilómetros de la costa. Petrobras, con 40%, integra un consorcio con la
argentina YPF (40%) y la portuguesa Galp (20%), que se adjudicó las
concesiones para explorar dos áreas en aguas profundas frente a las
costas de Punta del Este. En esta cuenca Chevron encontró rastros de gas
y petróleo en dos pozos en 1976 (Lobo y Gaviotín), aunque no prosperó
por considerar que desde el punto de vista comercial no era rentable su
extracción.
La inversión inicial de las empresas privadas es de US$80 millones. Al
descubrir petróleo las inversiones serán de mayor valor. La concesión es
por ocho años: cuatro para estudios y dos años para efectuar dos
perforaciones ídem, en los dos años siguientes. El riesgo de exploración
es privado; de encontrarse petróleo/gas, Ancap participará en
porcentajes definidos en la explotación.
El problema radica en que se trata de áreas totalmente desconocidas,
sobre las que hay pocas informaciones. Uruguay sigue siendo considerado
zona de riesgo por el mundo petrolero, ya que todo país que no tenga
yacimientos conocidos es catalogado de esa manera. De todas maneras, los
estudios geológicos realizados fueron promisorios y, por otro lado, la
Cuenca Pelotas, ubicada en aguas rochenses, es la parte uruguaya de la
cuenca petrolera del mismo nombre que ya está explotando Brasil y de
donde se surte de gas y petróleo.
Ancap seguirá trabajando en los bloques no asignados realizando estudios
que enriquezcan el conocimiento sísmico, con la finalidad de otorgarles
un mayor valor. El nuevo gobierno uruguayo definirá si se llama a una
nueva ronda para explotar los nueve bloques que continúan libres.
Por su parte, la estadounidense Schuepbach Energy explorará gas de
esquisto con Ancap. Las áreas elegidas cuentan con una superficie de
9000 kilómetros cuadrados y se ampliará a la cuenca de la laguna Merín y
la del río Santa Lucía. La inversión a realizar para una exploración en
tierra es ligeramente inferior a la necesaria para realizar una
exploración en el mar. Schuepbach Energy, con sede en Dallas (Texas), se
dedica a la exploración, investigación y explotación de yacimientos y de
almacenamientos subterráneos de hidrocarburos naturales, líquidos o
gaseosos.
México
Los escasos resultados en la búsqueda de nuevos yacimientos petroleros a
lo largo de 2009 y la persistente declinación de los campos en
explotación provocarán que México disponga de menos petróleo y gas para
2010. Pemex tendrá que hacer varios ajustes destinados a satisfacer el
mercado interno y cumplir los compromisos con sus clientes en el
exterior. Petróleos Mexicanos detalla que está en condiciones de ofertar
al mercado mexicano y para el comercio exterior sólo 2 millones 482 mil
barriles diarios de petróleo crudo, 22 mil barriles diarios menos que la
plataforma comprometida en el presupuesto. El problema radica, según el
Programa Operativo Anual de Pemex 2010, en que cerca de 12.807 millones
de barriles diarios se pierden por el proceso de evaporación que sufre
el hidrocarburo al momento de la extracción, equivalente a la mitad de
lo que se exporta actualmente a Canadá. Del total de ese volumen, 8 mil
barriles corresponden al crudo ligero del tipo Istmo, uno de los crudos
mexicanos que se cotizan más caros en el mercado petrolero
internacional, sólo después del crudo tipo Olmeca.
PMI Comercio Internacional, filial encargada del comercio exterior de
hidrocarburos, pronostica que seguirán recortes en la plataforma de
exportación ante la caída de la producción por el declive de los
principales yacimientos petroleros. Prevé el inicio de 2010 con una
plataforma de ventas externas de petróleo crudo por un millón 93 mil
barriles diarios en promedio y que cerrará el ejercicio colocando
embarques por un millón 57 mil barriles diarios, lo que representa una
ligera caída de 3,7%.
Pemex informó en su reporte de resultados que la producción de petróleo
crudo cayó 1,8% en noviembre, luego de una ligera recuperación un mes
antes, al pasar de 2 millones 602 mil barriles diarios promedio a 2
millones 553 mil barriles. Tanto Cantarell como el activo
Ku-Maloob-Zaap, al día de hoy los principales yacimientos de México,
registraron caídas en su producción de 17 mil y 22 mil barriles diarios.
Por su parte, la agencia Standard & Poor’s (S&P) estima que la
producción de crudo de México caerá a 2,3 millones de barriles por día
(bpd) en 2010, unos 200.000 bpd menos que lo proyectado por el gobierno.
“Estamos asumiendo una ligera baja en la producción del próximo año,
probablemente a unos 2,3 millones de barriles por día”, dijo Eduardo
Uribe, analista de la firma con sede en Nueva York. S&P dijo que no
estaba haciendo cálculos específicos de la vida de las reservas de la
petrolera estatal mexicana Pemex, pero que consideraba “adecuada” la
estimación oficial de la compañía de 9,9 años al ritmo de producción
actual. Cerca de una tercera parte del presupuesto del gobierno mexicano
está financiada con ingresos por la venta de petróleo, cuya producción
está en descenso.
Uno de los principales problemas que enfrentará la compañía petrolera
estatal, de acuerdo con sus propias proyecciones, es una caída de la
producción de gas licuado derivado del petróleo. Luego de casi seis años
consecutivos de ritmos de producción ascendente, Pemex pronostica una
reducción de 9,5% en el período enero-diciembre de 2010, debido
fundamentalmente a la falta de nuevos descubrimientos que logren
compensar la declinación de los actuales campos en explotación. Espera
iniciar con un nivel de producción de 6577 millones de pies cúbicos
diarios y cerrar el año con un volumen de 5950 millones de pies cúbicos.
Del volumen de producción promedio de todo el año, aproximadamente 253
millones de pies cúbicos diarios serán enviados a la atmósfera.
Este escenario es en parte consecuencia de los magros resultados
obtenidos en materia de localización de nuevos yacimientos. Antonio
Escalera Alcocer, subdirector corporativo de la coordinación técnica de
exploración de Pemex, planteó que los trabajos que realizado la
paraestatal en aguas profundas del golfo de México, por ejemplo, son
fundamentales para reactivar la industria. Sin embargo, de los 12 pozos
–con una inversión total de US$760 millones– terminados en los últimos
cinco años en la parte profunda de la zona del golfo de México, siete
resultaron improductivos: Chuktah 201, Chelem 1, Tamha 1, Etbakel 1,
Catamat 1, Holok 1 y Cox 1.
Apenas 17% de estas perforaciones, que han costado casi mil millones de
dólares, según Pemex, han dado con reservas explotables y comercialmente
viables. La industria petrolera mundial establece un promedio de éxito
de 30% en este tipo de exploración, y el costo de perforación para cada
uno ronda los US$100 millones. La viabilidad comercial de un pozo
ubicado en aguas profundas depende del tamaño de sus reservas, el tipo
de hidrocarburos que contiene, o bien su calidad y la infraestructura
disponible.
Sólo dos pozos resultaron comercialmente viables: los identificados con
los nombres de Nab y Et Bake y contienen crudo pesado, similar al tipo
Maya. Además, otro de los pozos que la empresa ha desarrollado hasta
ahora en el golfo de México, Tamha 1, requirió infraestructura para un
tirante de agua de 1100 metros y una perforación de 4780 metros; sin
embargo, el hallazgo fue únicamente de agua salada.
La frustración de Chicontepec
Pemex también depositó sus esperanzas para reactivar la industria
petrolera en la explotación de Chicontepec, para que sea una cuenca
capaz de producir entre 550 mil y 700 mil barriles diarios de petróleo
crudo y elevar su participación dentro de la producción mexicana, de 1 a
20%. Incluso contrataron a las empresas De Goyler & McNaughton,
Netherland & Sewell y Ryder Scott para certificar, a principios de año,
el volumen original de reservas que podía tener el Paleocanal de
Chicontepec y que finalmente estimaron en 139 mil millones de barriles
de petróleo crudo equivalente, un volumen superior a las reservas
probadas que poseen Irán, Irak o Kuwait.
Pero la realidad es otra: en el reporte “Indicadores de exploración y
explotación”, de Pemex, se muestra que la producción del activo promedio
hasta el último 6 de noviembre era apenas de 29,6 mil barriles diarios y
las nuevas expectativas refieren que el próximo año sólo se podrán
extraer de este yacimiento 48 mil barriles diarios. La petrolera había
programado también la perforación de 868 pozos en 2009 y 1030 para 2010.
Después reconocieron en la petrolera mexicana que la perforación de
nuevos pozos en el proyecto Chicontepec bajará a 700, lejos de lo que se
propusieron con la millonaria inversión.
Además, la empresa ajustó drásticamente sus expectativas para la próxima
década, debido a “las limitaciones técnicas y de ejecución” y el
deficiente método de explotación empleado en este activo, en el cual se
registra de manera tentativa la mayor acumulación de hidrocarburos en
México. “La pobre producción que se obtuvo de este yacimiento en los
últimos cuatro años se debe al incorrecto método de explotación que
actualmente desarrolla Pemex, por lo que el proyecto debe ser detenido y
replanteado hasta que no se tenga disponible un verdadero plan de
desarrollo”.
La suspensión temporal del proyecto supondría diferir las inversiones
totales por 707.137 millones de pesos para la perforación de 19.181
pozos en total durante los próximos 17 años –último costo estimado por
Pemex en julio de 2009– y que empezaría a ejercerse a partir de 2010.
Ahora la subsidiaria contrató a cinco empresas de servicios para
instalar laboratorios de campo durante los próximos dos años, para
realizar pruebas en pozos petroleros que ayuden a incrementar la
producción de 29 a 48 mil barriles durante 2010. El objetivo es realizar
pruebas tecnológicas que ayuden a incrementar la producción del activo.
De este yacimiento que se extiende en una superficie de 3875 kilómetros
cuadrados, en una zona que comparten los estados de Veracruz y Puebla,
no se podrá extraer todo el petróleo ni el gas que se tenía previsto
originalmente, i se obtendrán las cifras millonarias de ingresos
comprometidas para el país.
En julio de 2008 se había estimado extraer de este activo una producción
máxima de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de
pies cúbicos por día de gas en 2017, pero ahora se piensa que sólo se
podrán extraer 134 mil barriles diarios y 161 millones de pies cúbicos
por día hasta el año 2020. Esto supone una caída en las expectativas de
producción de petróleo crudo y gas en Chicontepec de 83,2%, respecto a
las metas comprometidas.
Pero no sólo eso; en el “Análisis costo-beneficio” del proyecto que
presentó el entonces director de Pemex, Jesús Reyes Heroles, a las
autoridades de Hacienda para finales de 2008, se planteó que entre 2009
y 2023 Chicontepec le dejaría a México ingresos por 2 billones 153 mil
millones de pesos mexicanos por la venta del petróleo y gas que se
extraería de sus 29 campos a un precio promedio de US$45,25 por barril.
También se planteó que aportaría al fisco 564.600 millones de pesos en
impuestos durante esos 14 años. Sin embargo, hoy, con las nuevas
expectativas de producción (considerando el mismo precio de referencia
calculado por Pemex), los ingresos e impuestos que México puede esperar
de lo que es un ambicioso proyecto, son de apenas 359.754 millones y
95.992 millones de pesos, respectivamente.
A ello se suma la declinación natural de los principales yacimientos que
siguen dando sustento petrolero a México, sobre todo Cantarell, que en
su momento fue considerado el sexto campo productor del mundo. La
participación de este yacimiento a la producción mexicana continúa a la
baja. Cifras consolidadas al mes de octubre pasado refieren que en tan
sólo un año bajó de 34,3% a 24,6%. Desde hace un par de años la
paraestatal petrolera incrementó inversiones para controlar el declive
en la producción de Cantarell, pero el volumen de gas que se ventea y
que genera un efecto económico y ambiental negativo, también creció. En
2008, PEP envió a la atmósfera un millón 330 mil pies cúbicos al día de
gas natural, lo que equivale a 18% de la producción total mexicana
(siete mil millones de pies cúbicos al día) e implicó una pérdida
económica por 40 mil millones de pesos mexicanos.
En su programa operativo para 2010, Pemex plantea que para diciembre de
2010 este activo producirá alrededor de 485 mil barriles diarios de
petróleo, un volumen infinitamente menor al máximo nivel alcanzado en
2004, que fue de 2,2 millones de barriles por día, lo cual complica la
situación de México porque Pemex no pudo encontrar nuevos yacimientos
que sustituyan la producción que Cantarell dejó de aportar. Así las
cosas, el petróleo crudo que México demanda para el año 2010, seguirá
extrayéndose de los campos tradicionales –algunos de los cuales se han
sobreexplotado–, porque Pemex no encontró nuevas fuentes de
abastecimiento, ni en tierra ni en aguas someras o profundas.
Al parecer México va a registrar una década perdida en lo que respecta a
materia petrolera. La producción en los últimos 10 años, por ejemplo,
bajará de 3 millones de barriles diarios en 2000, a 2 millones 504 mil
barriles por día. Pemex como empresa y México como país petrolero
perdieron posiciones en el ranking mundial, reflejando la crisis de la
industria en la década que acaba de concluir.
Venezuela
Petróleos de Venezuela (PDVSA) prevé realizar inversiones de al menos
US$16.000 millones en 2010 (frente a los US$15.000 millones del año
anterior, del que se ejecutaron alrededor de 70%), parte de los cuales
estarán destinados al proyecto ruso-venezolano de explotación conjunta
en la Faja del Orinoco. En particular, PDVSA pretende aumentar los
gastos en su segmento downstream para un muy necesario mantenimiento en
2010. Uno de los proyectos prioritarios será el bloque Junín 6 de la
reserva de hidrocarburos de la faja, donde esperan producir 450.000
barriles diarios de crudo para 2012. A principios de 2010 se hará,
finalmente, la ronda de licitación para la selección de socios
extranjeros en la explotación del área de Carabobo en la Faja del
Orinoco. A pesar de la reciente devaluación de su moneda local en cerca
de 50%, la licitación sigue en pie. Si bien la medida probablemente
moleste a algunos de sus seguidores, debido a que las importaciones se
harán más costosas, el gobierno venezolano recibirá el doble de
bolívares por cada barril de petróleo vendido.
Además, Venezuela anunció recientemente que había firmado con China un
acuerdo petrolero que exigirá al gigante asiático inversiones por
US$16.000 millones hasta 2012. Al menos durante 2008, Venezuela vendió a
China casi el 100% de su producción de fuel oil, que la estatal PDVSA
estima en 250.000 barriles diarios. De ese modo, se convirtió en el
cuarto proveedor de combustible de Beijing. El país caribeño exporta a
la nación asiática 500.000 barriles de petróleo por día en promedio,
aunque se comprometió a incrementar esta cifra en otros 130.000 barriles
por día. De esta forma, en 2010 el país vendería hasta 630.000 barriles
de petróleo diario a la nación asiática.
Beijing y Caracas acordaron la conformación de dos nuevas empresas
mixtas, con participación de PDVSA y Petrochina. La primera de ellas se
encargaría de administrar la explotación de hidrocarburos en los bloques
Junín 8 de la faja y tendría como meta la producción de 200.000 barriles
diarios de crudo extrapesado. La segunda establecerá un centro de
refinación en el municipio de Cabruta, ubicado en el estado llanero de
Guárico. Por otra parte, el grupo francés Total invertirá conjuntamente
con PDVSA US$25.000 millones para explotar el bloque Junín 10 de la faja.
Las empresas petroleras rusas lograron condiciones favorables en el
convenio energético suscrito por Venezuela y Rusia, a finales de 2009,
para reforzar su presencia en el mercado estadounidense. No sólo para el
desarrollo del bloque Junín 6 de la faja, sino que también amarró un
acuerdo de venta de petróleo y productos por parte de PDVSA a una de las
compañías del consorcio ruso (integrado por Gazprom, Lukoil, TNK-BP,
Rosneft y Surgutneftegaz). También el acuerdo firmado contempla la
creación de una empresa mixta que prevé producir hasta 450 mil barriles
diarios de crudo extrapesado en el bloque Junín 6 de la faja y ordena al
Estado venezolano otorgar al consorcio ruso los incentivos fiscales que
requiera para una operación comercial favorable.
El acuerdo incluyó la posibilidad del desarrollo de actividades de la
empresa mixta en los bloques Junín 3, Ayacucho 2 y Ayacucho 3 de la
faja, lo que superaría en más de 450 mil barriles la producción entre la
estatal venezolana y Rusia.
Las licitaciones de los campos de la faja se pospusieron varias veces
sin mayores explicaciones; además, la noticia del descubrimiento de un
gigantesco campo de gas cerca de la península de Paraguaná por parte de
Repsol, que Venezuela habría ofrecido a varias empresas internacionales
mediante el pago de un bono en efectivo, y la posibilidad de participar
en la explotación del Campo Mariscal de Ayacucho en Sucre, confirmarían
la actual tendencia; sin embargo, aún estaría por resolverse la
exigencia de vender localmente a precio regulado la mitad de la
producción esperada, cosa que por lo demás hizo que Petrobras se retirara.
En otras palabras, el gobierno se estaría inclinando por negocios en los
cuales las transnacionales le paguen por adelantado grandes cantidades
de dinero, extendiendo así el proceso de venta a futuro de petróleo,
iniciado con China, pero quizás a cambio de montar empresas donde el
control efectivo no sea de PDVSA, como estaba inicialmente planteado.
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