El 2010 trajo consigo señales notorias de una reactivación de las inversiones y de la actividad hidrocarburífera en Bolivia. Aunque este comportamiento debe ser sostenido en los próximos años y se debe impulsar la exploración para que genere impacto de largo plazo en la industria.
(DIRCOM-CBH).- La firma de la adenda al contrato de compraventa de gas entre Argentina y Bolivia en marzo, y la firma del contrato para la construcción de la planta de tratamiento de gas en Margarita, fueron dos elementos esenciales que comenzaron a impulsar las inversiones relacionadas a este proyecto de exportación, dado que las principales reservas del país están relacionadas a la comercialización de gas natural, ciclo que implica contar con reservas, mercados y transporte.
Asociado a este proyecto, también se licitó la construcción del Gasoducto de Integración “Juana Azurduy” (GIJA), ampliación necesaria para incrementar los volúmenes de oferta al mercado argentino donde también se inició la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino (GNEA) y otras ampliaciones para transportar los nuevos volúmenes de gas boliviano.
Entre otros proyectos relevantes, se licitó la ingeniera de las plantas de licuables de Río Grande y Gran Chaco, que en un mediano plazo permitirán incorporar nuevos volúmenes de GLP al mercado interno, así como las ampliaciones de capacidad de procesamiento de gas en la planta de San Antonio.
El 2010 se logra destrabar el estancamiento en el que se encontraba la industria y poner en marcha inversiones y proyectos que continuarán su desarrollo durante los próximos años. Se ha logrado el despegue real de las inversiones en el sector hidrocarburos, el mismo que venía postergado desde el 2004, manteniendo inversiones necesarias para dar continuidad a las operaciones.
El rol del Estado continúa siendo muy relevante para el desarrollo de la industria, el MHE, la ANH, ENDE y YPFB Corporación, y sus subsidiarias, tienen la importante responsabilidad de dirigir el accionar del sector energético, dado que cuenta con empresas en toda la cadena y por consiguiente cada eslabón demandará proyectos e inversiones que deben dar soporte a las expectativas de incrementar la producción al menos por encima de 15 MMmcd los próximos 5 años.
Durante el 2010, el Estado amplió el horizonte de prospección al incorporar nuevas áreas reservadas para YPFB, disponiendo 56 bloques al margen de los contratos de operación que representan cerca de 11 millones de hectáreas y cubriendo gran parte del territorio nacional, en zonas tradicionales y no tradicionales.
Ante el debate surgido por las informaciones que se difundieron sobre la certificación de reservas de hidrocarburos al 2009, de alguna forma se deja entrever la realidad y complejidad geológica que tiene la industria, sin embargo, en cualquier escenario de reservas, el país puede cumplir los compromisos asumidos hasta ahora, pero es imperativo actuar a la brevedad en nuevas tareas de exploración de forma intensiva y permanente, y por otro lado, es necesario conocer el informe oficial de reservas encargado a la empresa certificadora.
De ahí la importancia que las actualizaciones normativas estipuladas en la CPE y los nuevos contratos de exploración y explotación, permitan trabajar estos bloques en asociación, con empresas estatales y privadas, en similares condiciones para posibilitar una atracción de las mejores inversiones que aseguren para los próximos 10 años la búsqueda y descubrimiento de nuevas reservas, en línea con el gran potencial geológico que tiene el país.
La coyuntura internacional, seguirá siendo favorable para el país, principalmente relacionada a los ‘commodities’ como el petróleo, que mostró una tendencia a seguir escalando en precios con un promedio en este año de $us 82 por barril y esto se vio reflejado en el crecimiento de los precios del gas natural de exportación que subieron en más de 1 dólar por MMBTU para los mercados de Argentina y Brasil.
El año 2011 se espera que muestre continuidad de los avances de 2010. Las perspectivas de inversiones son optimistas por lo que será importante mantener un esquema de coordinación entre los diferentes actores con el objetivo de dar la mayor celeridad a todos los trámites, autorizaciones, resoluciones, licencias y demás procesos que están dentro de la cadena, lo que podrá significar mayores niveles de ejecución y eficiencia. Y además, ver mejores esquemas para incentivar la exploración en nuevas áreas.
CIFRAS
Perforación de pozos
Un indicador muy importante para la industria está relacionado con la cantidad de pozos perforados y equipos de perforación que tendió a duplicarse, comparado con años anteriores. A noviembre de 2010, había en actividad 10 equipos de perforación (drilling rigs) y 3 de mantenimiento (work over). En 2009, los equipos de perforación en actividad llegaron a 4. Esto refleja una importante actividad que en algunos proyectos implicó reprogramar los planes de perforación para 2011 a la espera de equipos.
Los pozos que tuvieron actividad de perforación este año son: San Alberto -17, San Alberto 15, y Sábalo 7 (Petrobras), Víbora 35H (Ypfb Andina), Bulo Bulo -10, 13 y 17, Santa Rosa -8, SNQ 22D, El Dorado -1005, El Dorado -X3st (Side Track), y Humberto Suarez Roca -11D (Ypfb Chaco), Taiguiati -4 (BG). Y los pozos Exploratorios (nuevos) que se realizan en 2010 son tres: Aquío -X1001, Río Grande -22 y 81.
Producción
Gas natural
La producción promedio de gas natural al tercer trimestre llegó a 39.4 millones de metros cúbicos por día (MMmcd) comparados con los 35 MMmcd, del mismo periodo de 2009. La cifra toma en cuenta la producción comercializada, no la producción bruta.
Las exportaciones al mercado argentino promediaron los 4,73 MMmcd (5,38 en 2009). Los envíos de gas natural a Brasil llegaron a 31,7 MMmcd en promedio (28, en 2009).
También al tercer trimestre, el precio ponderado de exportación de gas al mercado brasilero llegó a $us 5,98 por millón de BTU (Unidad Térmica Británica – MM/BTU), en 2009 fue de 4,96.
El precio que pagó Argentina por el gas boliviano en el valor promedio ponderado llegó a $us 7,26 MMBTU, en comparación con los 5,88 MMBTU de 2009.
El mercado interno, al tercer trimestre, consumió cada día un promedio de 7,5 MMmcd, en contraste con los 6,5 MMmcd de 2009 en el mismo lapso. Vale mencionar que el consumo interno ha tenido un crecimiento sostenido importante. Para muestra de ello, en enero se registró el valor de 6.3 MMmcd, en junio 7.7 y el septiembre, 8.1 MMmcd.
En el Informe de la Vicepresidencia de Administración y Contratos de YPFB, se destaca que “el Sector Eléctrico muestra el mayor consumo de gas natural dentro del mercado interno con un volumen promedio de 3,69 MMmcd representando el 49,39% del total, le siguen los sectores Residencial, Comercial, Industrial y de Transporte Vehicular que en conjunto tuvieron un consumo promedio 3,20 MMmcd, lo que representa un 42,75 % del total, finalmente, el sector Consumidores Directos y otros, tuvo un consumo promedio de 0,59 MMm3/día representando un 7,86% del total”.
Líquidos
La producción de petróleo, condensado y gasolina natural en promedio llegó a 42.660 barriles por día (Bbl/d), en contraste con los 41.580 de 2009, ambos en el periodo enero-septiembre de 2010 y 2009, respectivamente.
En detalle, la producción de petróleo, en promedio llegó a 4.860 Bbl/d, la de condensado 29.700 Bbl/d y la de gasolina natural; 8,040.
La producción total de hidrocarburos líquidos en 2010, fue superior con 1.080 Bbl/d, ó 2,5 por ciento en relación al mismo periodo de 2009. El mayor campo productor en este ítem fue Sábalo con 15.680 Bbl/d, seguido de San Alberto con 8.660 y Margarita; 3.690, todos productores de gas natural con condensado asociados. Estos tres campos entregaron 28.030 de los 42.660 barriles diarios producidos entre enero y septiembre de este año (65%).
Recaudaciones
En un número proyectado hasta diciembre, el valor de las exportaciones de hidrocarburos (petróleo y gas) representarán un aproximado de ingresos en el orden de $us 2.700 millones, comparado con los $us 2.045 de 2009.
Respecto al pago de tributos; Regalías, Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) y Participaciones, de enero a noviembre de 2010, el Estado boliviano recibió $us 1.366 millones, haciendo una proyección hasta diciembre de alrededor de $us 1.500 millones, en comparación con los $us 1.360 millones del año pasado. El promedio de recaudación mensual que obtuvo el país por la venta de hidrocarburos es de $us 125 millones.
Las recaudaciones se dividen en: IDH 32%, Regalía Departamental 11%, Regalía Nacional Compensatoria (Beni y Pando) 1% y Participación de YPFB 6%. Los ingresos mencionados no toman en cuenta impuestos del régimen general como IVA, IU e IT entre otros. (Con datos oficiales de YPFB y Ministerio de Hidrocarburos y Energía – las estimaciones y proyecciones corresponden a la CBHE)
CÁMARA BOLIVIANA DE HIDROCARBUROS Y ENERGÍA
Santa Cruz, diciembre de 2010
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