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Resumen anual 2004 de petróleo y gas
Años de bajos niveles de inversión en el sector argentino de hidrocarburos a raíz de un congelamiento de las tarifas tuvieron finalmente su repercusión en el 2004. El gobierno permitió que hubiera exportaciones sólo una vez que se hubiese satisfecho la demanda interna, lo que significó que aquellas destinadas a Chile cayeran aproximadamente un 50% respecto de los niveles normales. Reconociendo lo insostenible de la situación, el presidente Kirchner anunció un plan de rescate de US$3.800mn para el sector energético, en el cual se incluyeron nuevas inversiones, la creación de una energética estatal -Enarsa- y, más importante aún, aumentos graduales de las tarifas que, al mismo tiempo, frenarían el creciente aumento de la demanda y proporcionarían a las empresas del sector retornos más realistas sobre sus inversiones. Habiendo muchas empresas que llevaron al Gobierno de Argentina ante tribunales por su opresiva intervención, las relaciones entre el sector público y el privado se encuentran sumidas en una profunda depresión, pero se necesita cierto grado de cooperación y, aunque bastante presionadas, las empresas han ido apareciendo con nuevas inversiones. Repsol YPF se comprometió a desembolsar US$100mn en un proyecto de US$169mn para ampliar el gasoducto TGN, Petrobras obtendrá financiamiento del banco brasileño BNDES para expandir el gasoducto TGS y Techint invertirá US$750mn en el Gasoducto Noreste Argentino, un nuevo ducto de 1.500km que va desde Bolivia al noreste de Argentina. Sin embargo, Argentina no puede sola con la situación y Kirchner firmó acuerdos con Bolivia para importar 20 millones de m3 por día (Mm3/d) de gas, con Venezuela para canjear granos y carne por combustibles líquidos conforme a los términos de un acuerdo de cooperación energética más amplio y con China, que, deseosa de satisfacer su apetito de materias primas, está organizando una serie de importantes inversiones que todavía no tiene definidas en sectores entre los que se cuenta la energía. BOLIVIA La riqueza de Bolivia en reservas de gas natural sigue siendo una posibilidad más que una realidad. La negativa de aceptar a Chile como sede de una planta de licuefacción para exportar gas boliviano como gas natural licuado (GNL) condujo a meses de tiempo perdido y a un consiguiente acuerdo para usar una planta peruana, pero desde que los presidentes Mesa y Toledo firmaron una carta de intención en agosto, tampoco se ha sabido de avances en cuanto a exportaciones por parte de Perú. No obstante, estimulado por los resultados de un referendo efectuado en julio, el presidente Mesa avanzó con varios otros planes para capitalizar las reservas de gas. Se firmó un acuerdo con Uruguay para suministrar una cantidad inicial de 150.000 metros cúbicos por día (m3/d) y posiblemente 4Mm3/d a contar del 2006; las exportaciones a Argentina podrían aumentar a 30Mm3/d, mientras que las ventas a Brasil llegaron a cerca de 22Mm3/d y los países han analizado formas para aumentar los volúmenes -y posiblemente reducir los precios- de nuevas exportaciones. Además, acuerdos iniciales de un completo petroquímico de US$1.300mn en la frontera con Brasil ya son inminentes y ya se llegó a un acuerdo para una planta de electricidad en Corumbá, Brasil. En tanto, la controversial ley de hidrocarburos de Bolivia sigue aún su trámite en el Congreso mientras se aproxima el fin de año. Este proyecto de ley propone que el Estado sea propietario de los hidrocarburos en boca de pozo y aplique esta propiedad en forma retroactiva a los contratos existentes al igual que a los nuevos; plantea además la renacionalización de los productores Andina y Chaco, así como de la empresa de transportes Transredes; finalmente, estipula que entre impuestos y regalías el Estado obtendrá un 50% del valor total de los hidrocarburos producidos. El sector privado ha expresado consternación respecto de las propuestas, aunque la empresa China Shengli no se desanimó y anunció planes de invertir al menos US$1.500mn en proyectos que incluyen generación de electricidad, producción de petroquímicos, refinación y la conversión de vehículos para que utilicen gas natural. CHILE Enfrentado a las restricciones de gas aplicadas por Argentina y la improbabilidad de recibir gas boliviano en un futuro cercano, Chile recurrió al GNL como respuesta a sus problemas de suministro. Para las expansiones de refinerías, la petrolera estatal Enap necesita 1,5Mm3/d a contar del 2007 y está liderando un proyecto mediante el cual se asociará con el sector privado para formar un conjunto de compradores. El proyecto es preliminar, hay muchas dudas y no existen regulaciones al respecto, pero ya no es sólo una posibilidad, es cuestión de tiempo que el GNL ingrese a la matriz energética del país. Sin ninguna actividad upstream que destacar, las noticias de petróleo y gas de Chile están principalmente en el tema de midstream y refinación. Enap siguió con su programa de expansión de refinerías y la distribuidora Copec inauguró una nueva planta de lubricantes que, al igual que las refinerías de Enap, producirá combustible para exportación así como para el mercado interno; además, Enap compró Shell Perú, operación que fusionó con el socio local Romero Trading para crear una compañía que tiene más del 20% del mercado minorista de combustibles. PERÚ Dos décadas después de que se descubriera 13 billones de pies cúbicos (Bpc) de gas en el bloque 88, el proyecto de gas natural Camisea inició sus operaciones en agosto del 2004. El proyecto transporta 285 millones de pies cúbicos por día (Mpc/d) de gas y 50.000 barriles por día (b/d) de gas natural a líquidos de gas a Lima, lleva gas al sector de generación eléctrica y al de industrias, empieza un mercado residencial que se desarrolla lentamente en la capital y abre las puertas a un proyecto de exportación de GNL. Los socios de exportación encabezados por Hunt Oil confían que se firmará un contrato de venta de GNL con un comprador norteamericano durante el primer trimestre del 2005, mientras que los socios de Camisea ahora han vuelto su atención upstream a los 3Bpc del bloque 56, conocido como Pagoreni. Camisea ensombreció con creces los demás proyectos de hidrocarburos de Perú, pese a que había algunos planes a destacar: Occidental tenía planeado invertir US$100mn en los bloques 103 y 64, Petrobras Energía invertiría una cantidad similar en el bloque X y de EEUU y la estadounidense BPZ Energy desembolsaría US$250mn-300mn en suministrar alrededor de 200Mpc/d de los estimados 2Bpc del bloque Z-1 a generadoras eléctricas de Perú y Ecuador. ECUADOR Más al norte, en Ecuador, el gobierno negó una devolución de impuestos de US$75mn a Occidental y luego aseveró que la estadounidense había violado el contrato de exploración y producción de su bloque 15 al transferir una participación de 40% a EnCana sin obtener autorización previa. ChevronTexaco está acusado de daño ambiental por parte de una ex filial y enfrenta una demanda de miles de millones de dólares en Ecuador. La canadiense EnCana, que pretende obtener una devolución de impuestos de US$150mn, se refiere a su experiencia ecuatoriana como una "montaña rusa". EnCana estaría vendiendo sus activos ecuatorianos -un 40% del bloque 15, un 100% del bloque Tarapoa y un 36% del Oleoducto de Crudos Pesados (OCP)- por US$1.500mn. Petroecuador declaró estado de fuerza mayor sobre sus exportaciones de petróleo luego de que el ducto Sote resultara dañado en marzo en un alud. En tanto, en la novena ronda de licitación sólo se recibió una oferta y, mientras se acerca fin de año, el Ministerio de Minas y Energía ya tiene a 12 postores calificados por contratos de servicio en cuatro campos amazónicos y 15 por un contrato para modernizar las refinerías Esmeraldas y Shushufindi; además, prepara un proceso para licitar cuatro campos marginales. COLOMBIA Ecopetrol está considerando la compra de unos 350 millones de barriles (Mb) de reservas ecuatorianas probadas entre el 2005 y el 2010 como parte de sus planes por retrasar el fin de la autosuficiencia colombiana. Ecopetrol aprobó un presupuesto de exploración récord de US$120mn en el 2004 y, en su primer año de operaciones, el regulador de hidrocarburos ANH aprobó 25 nuevos contratos de exploración y producción y 12 de evaluación técnica. El contrato más importante fue protagonizado por Ecopetrol, Petrobras y ExxonMobil para explorar el bloque costa afuera de Tayrona de 4,4 millones de hectáreas. El gobierno empezó -pero no concluyó- la privatización del transportador de gas natural Ecogas y, a pesar de que se firmaron varios acuerdos por la construcción de un ducto de 180km y 150-200Mpc/d hasta Venezuela, aún no se toma una decisión definitiva. VENEZUELA La licitación de los bloques del Golfo de Venezuela atrajo altos niveles de interés en la etapa de precalificación. La producción de gas comenzó en el bloque costa adentro Yucal Placer. Repsol-YPF descubrió gas en Barrancas y ChevronTexaco lo hizo en pozos de exploración del bloque 2 de la plataforma costa afuera Deltana que arrojaron 32Mpc/d y 55Mpc/d. La plataforma Deltana contiene un estimado de 38Bpc de reservas de gas que se exportarían como GNL a EEUU a partir del 2009 y se espera atraiga un total de US$4.000mn en inversión extranjera a Venezuela en un plazo de seis años. Venezuela se perfila como un destacado exportador de GNL y, aparte del gas de Deltana y las posibilidades de GNL de la ronda de licitación del Golfo, tiene los proyectos Mariscal Sucre y del Golfo de Paria. El gas de Deltana, Mariscal Sucre y del Golfo de Paria podría ser licuado todo en el complejo industrial de US$2.700mn y 1Bpc/d de capacidad Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma), ubicado en el este de Venezuela. El riesgo político del sector de hidrocarburos de Venezuela es considerablemente más alto que en la mayoría de los demás países de la región. En agosto, el presidente Chávez sobrevivió la revocatoria electoral y mantuvo su capacidad para sorprender, lo que quedó de manifiesto en una decisión tomada en octubre de aumentar las regalías de los proyectos de mejoramiento de crudo pesado en la faja del Orinoco del 1% a un 16,7%. PDVSA tiene programada una inversión de US$26.000mn en exploración y producción de petróleo y gas como parte de su plan de negocios 2004-2009 y, hacia fin de año, la producción del país se mantiene en entre 3,1Mb/d (según el gobierno) y 2,6Mb/d (según la oposición). BRASIL Con una producción que bordea los 2Mb/d, el país se acerca más a la autosuficiencia, objetivo que ahora piensa sería alcanzable el 2005. Este año, la plataforma P-43 finalmente inició sus operaciones y se espera que pase lo mismo con la plataforma hermana P-48 a principios del 2005. Asimismo, antes de que termine el próximo año, se espera que comiencen a operar las plataformas P-47 y P-50, así como la embarcación flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) P-34. En contratos para reparar la P-34, además de construir la P-51, la P-54 y la estación de bombeo PRA-1, Petrobras anunció una inversión de 6.300mn de reales (US$2.389mn). En su plan maestro de tratamiento y transporte de la cuenca Campos -PDET-, Petrobras detalló otro desembolso de 4.650mn de reales para llevar el petróleo a la costa y, aunque tenía planeado enviar el petróleo al estado de Sao Paulo, a la luz de la oposición política de Río de Janeiro optó en su lugar por enviarlo sólo a Río y Sao Paulo a través de los ductos existentes. Río percibió los planes originales como perjudiciales para sus posibilidades de albergar la nueva refinería que contempla construir Petrobras y hacia fin de año habría ganado la carrera por una refinería avaluada en US$3.000mn e inversión petroquímica. Por su parte, la unidad de transporte Transpetro comenzó una licitación de US$1.000mn para renovar 22 de sus embarcaciones, con una renovación de otras 31 programadas para el 2005. En el sector de refinación, Petrobras inició operaciones en unidades nuevas de sus refinerías Replan y Repar, suscribió otros contratos más por el plan de modernización en curso de US$1.200mn en Reduc, anunció que el próximo año comenzaría un programa de modernización de US$800mn para Revap, anticipó un desembolso de US$437mn para Regap, sostuvo que concluiría a mediados del 2005 la expansión de la capacidad de Refap, calculada en US$800mn, y continuó los estudios que realiza con la venezolana PDVSA para construir una refinería de riesgo compartido en el noreste de Brasil, en la que la inversión ascendería a US$2.500mn. En iniciativas para proporcionar más energía en el noreste, los Gobiernos de China y Brasil firmaron un memorando de entendimiento por la construcción de un ducto de Gasene de US$1.300mn y 1.175km que entregaría 20Mm3/d de gas del sureste de Brasil. La construcción podría empezar en enero, cuando también se espera que lo haga aquella de un gasoducto de 420km que iría desde los campos de Coari en el Amazonas hasta las plantas eléctricas de Manaus. Petrobras comenzó la construcción de una línea de gas de 448km en Malhas Sudeste, en el sureste, y está considerando el ducto TSB de 615km en Rio Grande do Sul y el proyecto Gasum de 5.100km, que llevaría gas boliviano al centro-oeste de Brasil. Con un consumo de gas de alrededor de 39Mm3/d y un incremento esperado a 110Mm3/d de aquí al 2010, Petrobras incrementó sus planes de gasto en ductos de US$3.200mn al 2010. MÉXICO Pemex debe invertir unos US$130.000mn entre el 2004 y el 2012 para satisfacer la demanda local de petróleo y gas y reducir la dependencia de combustibles importados, divididos entre exploración y producción (US$117.000mn), refinación (US$10.100mn), gas y petroquímicos básicos (US$1.600mn), petroquímicos (US$1.400mn) y fines corporativos (US$600mn). Con el esquema de financiamiento Pidiregas casi estallando, la deuda bancaria que tiene el efecto secundario de aumentar la deuda pública del país y el rechazo del Congreso de una propuesta que habría reducido los impuestos de los nuevos proyectos de exploración, la reforma -de una forma u otra- será necesaria para que dicha inversión sea posible. En el 2004, Pemex colocó bonos perpetuos por US$1.750mn en mercados extranjeros y empezó a emitir una serie de bonos locales a corto plazo por unos US$44mn cada emisión. Desde que Pemex introdujo los contratos de servicio múltiple (CSM) mediante los cuales incorporó al sector privado a una producción de gas upstream a gran escala en la cuenca Burgos en abril, el país ha ahorrado un estimado de US$110mn en importaciones de gas. Un consorcio local se adjudicó la licitación del bloque Pandura-Anáhuac, el primero de cuatro que se ofertarán en la segunda ronda de CSM. Este año, Pemex adjudicó el último bloque de la primera ronda -Olmos- a Lewis Energy. En el sector petrolero, la estatal identificó 7 bloques de aguas profundas en el Golfo de México que podrían contener cerca de 54.000Mb de petróleo, duplicando con creces las reservas a 102.000Mb. Pemex no tiene ni la tecnología ni las finanzas para desarrollar este recurso por su cuenta y está trabajando en una nueva estructura contractual con la que podría asociarse con petroleras major internacionales.