YPFB negocia 18 contratos para explorar

Bolivia apunta a dar mayor énfasis a la exploración. Para este año se tiene pensado alcanzar la meta de los 14 pozos exploratorios y en carpeta existen por negociar y aprobar 18 contratos de exploración. En las esferas estatales existe optimismo para evitar una posible disminución en las reservas de gas y petróleo de cara al cumplimiento de los contratos de exportación así como la creciente demanda interna.

En ese marco, la gestión más reciente fue la Ronda Internacional de Exploración efectuada a finales del año pasado y que resultó ser un hito, ya que fue la primera de su tipo en más de dos décadas. Como resultado de este proceso, se firmaron 10 convenios de estudio para 7 áreas en 6 de los 9 departamentos del país (La Paz, Potosí, Chuquisaca, Santa Cruz, Tarija y Pando). Asimismo, se firmaron dos contratos de exploración y producción, los mismos que están a la espera de la aprobación por parte de la Asamblea Plurinacional del Estado boliviano, para que se encaren en un lapso promedio de cinco años.

Las ganadoras de ambos contratos fueron la brasileña Petrobras y BG Bolivia, filial de la británica BG Group. Ambas empresas enfocarán sus esfuerzos exploratorios en dos zonas: Cedro (Petrobras) y Huacareta (BG Bolivia).

De manera particular, Huacareta se convierte en un área de exploración donde se fundan muchas esperanzas de mediano plazo. La zona, ubicada entre Chuquisaca y Tarija, es considerada “no tradicional” y se encuentra en las cercanías de los principales centros hidrocarburíferos del sur del país, por lo que se prevé que cuenta con un potencial importante que permitiría el desarrollo de la actividad a gran escala.

Asimismo, tanto Cedro como Huacareta serán exploradas por dos empresas de reconocida trayectoria en la industria gasífera y que además han apostado por el desarrollo del sector desde que el boom gasífero tocó al país.

Petrobras fue una de las impulsoras para la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil y la que viabilizó la apertura del mercado del vecino país para el energético nacional.

Por su parte, BG Bolivia, firma que opera la planta de gas La Vertiente, a 17 kilómetros de la localidad de Villamontes, es reconocida por su experiencia de más de cien años en la industria y en el desarrollo de acciones bajo un enfoque que va en línea con la actual estrategia energética boliviana.

Las acciones por reactivar la exploración llegan después de una pausa de siete años, tiempo en el cual el sector atravesó un proceso de readecuación fijado por la nacionalización de los hidrocarburos, así como por el fortalecimiento de YPFB como principal actor en toda la cadena hidrocarburífera.

El tiempo transcurrido desde mayo de 2006 hasta el presente ha sido motivo de críticas de parte de algunos sectores. El mayor riesgo de la pausa radica en la inevitable disminución de las reservas de gas versus la creciente producción para cubrir los volúmenes de exportación y el aumento de la demanda interna.

Para el director de Negociación y Gestión de Contratos de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Oscar Claros, en el plano de la autocrítica el Estado está conciente que en los últimos años se dio mayor énfasis a las labores de explotación. “El enfoque estaba dado a incrementar la producción pero no la exploración. Y esto tiene muchas razones, porque el nivel de reservas era muy distinto al actual. Una vez que se ha pisado tierra, ahora se está trabajando más en el tema de la exploración”, sostuvo.

En esta nueva etapa, el Estado ha definido una modalidad de exploración y subsecuente explotación hidrocarburífera denominada “contratos de servicio”.

Un contrato de servicios posibilita que las empresas inviertan en la fase de exploración bajo su propio riesgo. En caso de que se encuentren reservas con un potencial comercial, se ingresa a la fase de explotación bajo una Sociedad Anónima Mixta, en la que el Estado boliviano posee la mayoría accionaria del paquete.

Según Claros, el potencial hidrocarburífero boliviano sigue siendo importante, lo que estimula la posibilidad de nuevas inversiones. De acuerdo a estimaciones de YPFB, los recursos prospectivos en materia de gas natural podrían llegar a 60 TCF, mientras que en petróleo y condensados sumaría 2.500 millones de barriles.

A esto se suman una serie de incentivos, entre los que se anotan el mismo Contrato de Servicios Petroleros aprobado mediante Ley, la existencia comprobada de la mayor formación productora de gas natural de América del Sur. (Formación Huamampampa); la retribución de 30 $us/Bbl a la producción de petróleo crudo y los precios atractivos de comercialización de gas natural en el mercado de exportación con contratos a largo plazo con Brasil y Argentina.
“Actualmente se estudia la alternativa de un paquete de incentivos tributarios y/o económicos para la exploración y explotación de Gas Natural”, agregó Claros.

De momento, aún se están evaluado los resultados obtenidos en la ronda internacional de 2012, pero, para el 2014 se está pensando desarrollar una nueva ronda exploratoria. “Entre tanto se están aplicando otros mecanismos de negociación como la concertación de reuniones bilaterales y nuevos contactos que se están activando”, dijo el ejecutivo.

Lo cierto es que el país pretende sacarle el mayor rédito a su riqueza hidrocarburífera, por lo que una de sus principales metas es acelerar el proceso de exploración en el más corto plazo.

Según los especialistas, en la medida en que este proceso sea breve, la brecha entre la producción y los nuevos hallazgos tenderá a cerrarse, lo que podrá garantizar que en el mediano plazo el país siga siendo un proveedor de energía confiable.

A futuro, se prevé que el contrato de gas con Brasil, que finaliza en 2019, será renovado nuevamente. De igual modo, el contrato con Argentina también brinda un horizonte de más largo plazo, por lo que la actividad prospectiva resulta clave en la actualidad para brindar tranquilidad al país en su conjunto.

Opinión
“Explorar es una tarea pendiente”
Álvaro Ríos Roca
Analista Energético

En gas el 2015 tendremos un déficit cercano a los 2 MMmcd si nuestros vecinos demandan más de la capacidad de los contratos que tenemos. El déficit ya es crónico por lo menos por 5 a 7 años más, mientras se ve cómo es posible detonar una nueva masiva exploración. En petróleo la declinación es una constante, ya desde hace casi una década, y no vemos esfuerzos para que se recupere en la próxima década.

Vamos muy bien en hacer todo en el downstream pero demasiado mal en reponer moléculas de gas y líquidos.
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Autor: Herbert Herrera G.

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