BOLIVIA - COLOMBIA: BOOM PETROLERO

BOLIVIA - COLOMBIA: BOOM PETROLERO

BOLIVIA-COLOMBIA Boom Petrolero e Inversiones Colombia: Megaplan de Inversi贸n US$ 68 mil millones al 2020 Bolivia: Invertir谩 US$ 3 mil millones en exploraci贸n petrolera

Informe revista PROVEEDOR MINERO

COLOMBIA

Colombia: Ecopetrol obtuvo US$ 1.200 millones para megaplan de inversión

Como parte de su estrategia de financiamiento para fondear su megaplan de inversiones de los próximos años, este 9 de setiembre Ecopetrol se endeudó nuevamente en los mercados internacionales.La petrolera de mayoría estatal realizó una emisión de bonos en el exterior, en la que colocó 1.200 millones de dólares. En la jornada, los inversionistas demandaron títulos por un monto cercano a los 3.000 millones de dólares.Esta operación se suma a una emisión de bonos que realizó la compañía en mayo pasado, en la cual adjudicó 2.000 millones de dólares.

MEGAPLAN DE INVERSIONES POR US$ 68 MIL MILLONES AL 2020

El dinero obtenido con estos procesos se orientará a financiar los proyectos de los próximos meses.Como se sabe, Ecopetrol tiene un megaplan de inversiones que contempla alrededor de 68.500 millones de dólares entre 2014 y 2020.Para su financiamiento, ya ha señalado que se hará, en parte, con deuda en el mercado local y en el exterior.

En el mercado inquieta el rápido crecimiento del endeudamiento de la compañía, el cual ya ronda los 30 billones de pesos, “lo cual exige aún más que tengan un hallazgo importante, de lo contrario obligaría a una emisión de acciones o alguna otra operación para acentuar el flujo de caja”, dice Camilo Silva, socio de la firma de análisis Valora Inversiones.De todas formas, la compañía considera que, de mantenerse las condiciones actuales, no necesitaría mayor deuda.

LA INVERSIÓN DEBERA FINANCIARSE CON LAS UTILIDADES

A juicio de los analistas, uno de los temas que genera preocupación no es solo el nivel de endeudamiento, sino los altos niveles de utilidades que reparte la compañía en dividendos, pues debería destinarse una parte de este dinero a los planes de inversión.Cada año Ecopetrol distribuye el 80% de sus ganancias entre los accionistas (el mayoritario es la Nación, con 88,5 por ciento).

Dicho monto es alto si se compara con compañías similares.

Un estudio realizado por la firma de análisis Valora Inversiones señala que la brasileña Petrobras reparte alrededor del 60 por ciento de sus utilidades, en ConocoPhillips ronda el 50 por ciento, y en empresas como ExxonMobil, Statoil y Chevron la proporción está por debajo del 40 por ciento.

COLOMBIA:Petroleras invertirán US$ 1,600 millones en perforación petrolera

Las petroleras en Colombia trazan un nuevo rumbo en la exploración marítima, con la esperanza de encontrar más yacimientos de crudo. Gracias a la confianza que tienen en la actividad offshore, las empresas se comprometieron a invertir 1,600 millones en la perforación de ocho pozos para los próximos cuatro años.

El viceministro de Energía de Colombia, Orlando Cabrales, explicó que estas exploraciones las realizarán las empresas que han adquirido bloques en subastas pasadas, como la Ronda Caribe del 2007. En ese proceso, el Gobierno adjudicó nueve de los 12 bloques que ofertó. Las áreas fueron entregadas a BP, Petrobras, Hess Corporation, Ongc Videsh y Ecopetrol.

La petrolera estatal Ecopetrol tuvo la mayor participación con ocho bloques en los que intervino: en dos de ellos, con 100%, y en los seis restantes, en asocio con otras empresas.

“Hay muchos contratos de rondas anteriores que no tenían compromisos en pozos de exploración, solo compromisos para hacer sísmica. Lo que hemos hecho es que, a cambio de darles más tiempo a las compañías, les hemos pedido que tengan compromisos con esos ocho pozos para los próximos cuatro años”, dijo Cabrales.

En cuanto a la prospección, las compañías aún avanzan en la sísmica, para identificar los puntos de perforación. Es por ello que el Viceministro no se atrevió a dar un cálculo sobre el aumento que podrían tener las reservas, pero sí cree que la probabilidad es alta y que “el próximo Cusiana que se descubra en el país va a estar en el mar”.

Sin embargo, el país necesita que las empresas avancen pronto con las exploraciones y comprueben los yacimientos. De esa forma, garantizarán el abastecimiento local, pues las reservas actuales llegan a 2,445 millones de barriles que dan para 6.6 años.

Las petroleras en Colombia trazan un nuevo rumbo en la exploración marítima en el Caribe y costas del Pacífico.

OFFSHORE EN COLOMBIA: EXPLORARAN EL CARIBE Y EL PACIFICO

La actividad petrolera en Colombia ya cuenta con 27 bloques costa afuera: 26 en el mar Caribe y uno en el Pacífico. Solo durante las dos últimas rondas, la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) ha entregado 11 áreas en el mar: cinco en el 2012 y seis este año.

Ese último grupo se está adjudicando a empresa como Shell, Repsol, Ecopetrol, Anadarko, ExxonMobil y Statoil, que llega al país por primera vez.Hay que destacar que de esas petroleras, la que más ofertó fue Anadarko, con tres bloques que sumarán inversiones de 169 millones de dólares en exploración.

Ecopetrol, a su vez, presentó una oferta con Shell, en el mar Caribe, de millones de dólares.

“Esta asociación representa un fortalecimiento de la relación nacional e internacional existente entre las dos compañías”, destacó la principal petrolera del país.

También se postuló con su filial Hocol para la exploración de en cinco bloques (onshore), del orden de 80 millones de dólares en la fase inicial.La petrolera Statoil llegó por primera vez al país en una unión temporal con Repsol, para invertir 5 millones de dólares en el bloque. GeoPark, Casa Exploration y Perenco también se asociaron para ofertar en la Ronda. La inversión en la exploración costa afuera será de 12 millones de dólares.

En total, los compromisos de la Ronda Colombia 2014 fueron de 1,400 millones de dólares, de los cuales, 217 millones de dólares son para los seis bloques offshore.Pero la cifra podría aumenta, pues “aún resta el ‘repechaje’, dado que una vez se publique la lista definitiva de las empresas favorecidas con los 26 bloques que serán objeto de adjudicación, en ese momento se abrirá el espacio para que las empresas habilitadas puedan hacer sus ofertas sobre aquellos bloques declarados como desiertos”, explicó el ministro de Minas y Energía, Amylkar Acosta.

El ejecutivo también destacó que lo que se logró en materia de offshore en la última subasta, muestra que el país ha dado un paso gigante para buscar nuevas fuentes de producción y avanzar en la exploración de aguas profundas.

- Trabas en el camino:Las petroleras que han adquirido zonas en el mar o con prospección de yacimientos no convencionales (YNC) en suelo, no habían avanzado en la exploración porque el Gobierno no tenía lista la reglamentación técnica y ambiental, entre otros temas.Esto también

Petroleras mundiales buscarán petróleo en el Cariba y la costa del Pacífico en Colombia había detenido unos 2,600 millones de dólares que las empresas comprometieron para exploración durante la Ronda Colombia 2012 y que hasta este año se comenzaron a ejecutar, según Cabrales.

El Ministerio de Minas y Energía colombiano ya ha trabajado en el tema y presentó a comienzo de año los aspectos técnicos. Sin embargo, el Ministerio de Ambiente está pendiente de hacer lo propio para estas exploraciones. La ministra Luz Helena Sarmiento, dijo que “ya hay un avance bastante significativo. Hemos trabajado con Invemar (Instituto de Investigaciones Marinas y Costeras) y organismos internacionales para tener los términos de referencia. Yo creo que entre este mes y el próximo ya estarán listos”.

La Cartera también tendrá que trabajar con la Agencia Nacional de Licencias Ambiental (Anla) para aclarar cómo será el proceso para aprobar los proyectos y que no se demoren más de lo estimado por el Gobierno y las privadas.Si estos temas se definen con prontitud, las compañías podrán ejecutar las obras y generar otros beneficios a la economía nacional, como crear empleos y comprar maquinaria, productos o servicios.

“El Gobierno y las compañías deberán asegurarse que esos 4,000 millones de dólares (compromisos del 2012 y 2014) se ejecuten en los próximos cuatro años”, agregó el viceministro Cabrales.

Si esa meta se logra desde este año, la industria enviará un mensaje de estabilidad para la actividad petrolera que se ha visto muy afectada este año por los atentados y conflictos sociales.Pese a esos líos, aún hay compañías que creen que la actividad es atractiva y estarán en el país haciendo exploraciones por los próximos cuatro años.

- Ecopetrol prepara nuevas perforaciones: La principal petrolera del país, Ecopetrol, está ampliando sus exploraciones en el extranjero. Además de comenzar con la perforación de tres pozos en Colombia, la empresa también avanzará con otros tres en el Golfo de México. En total, serán nueve los pozos que Ecopetrol perforará en los próximos meses, según señaló su presidente, Javier Genaro Gutiérrez. El optimismo por la exploración en el Golfo de México es alto, pues la empresa reportó en días pasados el éxito de un hallazgo en un área en la que Ecopetrol America participa con 28.5%, Nexen Petroleum USA Inc con 14.3% y Shell, que es el operador, con 57.2% ----0o0—

Colombia acelera cartera de inversión: US$10 mil millones en proyectos 2014

El transcurso de este año, a diferencia de 2013, ha estado marcado no sólo por un acelerado incremento de la inversión extranjera directa de portafolio (derivado del rebalanceo del índice de deuda emergente de JPMorgan), sino por una tasa de cambio que, después de estar en terrenos de $2.050 —tras tocar fondo en los $1.846,12—, se está perfilando hacia $1.970 de cara al final del efecto JPMorgan, que se dará al cierre de este mes.

Entre enero y el pasado 22 de agosto, señala la balanza cambiaria del Banco de la República, han ingresado capitales por US$9.091 millones para comprar deuda pública colombiana, mientras que en el mismo lapso del año pasado entraron apenas US$3.581 millones por esa vía.

“El grueso de los capitales que iban a entrar, ya ingresó. Para octubre, noviembre y diciembre se estima que la tasa de cambio esté en los $1.950”, comentó Esteban Tamayo, director de investigaciones económicas de la firma Serfinco, al tiempo que explicó que la deuda pública colombiana tiene un peso de 7,63% en el índice de deuda emergente del banco JPMorgan. “Para finales de septiembre se espera que esa cifra sea del 7,9% en el índice”.

Y aunque el ciclo de inversión de portafolio está cercano a terminar, explica Tamayo, el próximo año no se avistan volúmenes semejantes a los registrados en lo que va de 2014. Por lo pronto, agrega, el mercado está expectante ante un posible aumento de tasas por parte de la Reserva Federal de Estados Unidos (Fed, por sus siglas en inglés), lo cual traería efectos en el comportamiento de la tasa de cambio.

En este momento, asegura Camilo Pérez, director de investigaciones económicas del Banco de Bogotá, lo que más está pesando sobre la tasa de cambio en el ámbito local es el fin del efecto JPMorgan. Sin embargo, señala que durante el último mes las monedas emergentes también se han venido devaluando.

Entre enero y agosto 2014, según el Banco de la República, han ingresado capitales por US$ 9.091 millones “En este mes se verá la culminación del factor JPMorgan. Hemos apreciado una moderación del flujo de capitales. Por ejemplo, en las semanas anteriores entraban US$366 millones a la semana.

Ahora el monto es menor a US$150 millones”.

Tan sólo en este mes, agrega el analista, se estima que ingresarán como capitales de portafolio cerca de US$1.000 millones. Pero más allá del fin del fenómeno, señala, está de por medio la decisión de política monetaria que pronto asumirá la Fed. Esto significa que si el banco central de Estados Unidos sigue retirando los estímulos monetarios a la economía, el dólar debe fortalecerse.

Así las cosas, explica Pérez, se estima que el próximo año la inversión de portafolio llegará a US$4.000 millones y que en el arranque de 2015 la tasa de cambio estará alrededor de $1.915.

Asimismo, añade, se proyecta que para finales del próximo año el dólar ronde los $1.975.

Sin embargo, para el exgerente del Banco Central del Perú y docente de la Universidad Javeriana, César Ferrari, no todo se queda en los efectos de las expectativas asociadas al rebalanceo.

“Deben mirarse los precios internacionales de las materias primas, ya que el petróleo con precios altos ha mantenido los ingresos en divisas. Además, se está observando una reducción del endeudamiento de las empresas en el exterior, porque ahora no es tan barato financiarse afuera”.

Más ventas de bonos. Un reciente informe publicado por la Comisión Económica para América Latina y el Caribe (Cepal) reveló que en el primer semestre de este año las ventas de bonos en la región llegaron a un récord de US$84.000 millones (en 2013 durante ese período se registraron US$21.000 millones).

“Incluyendo julio, la emisión de deuda total de la región llegó a US$97.000 millones, en comparación con los US$69.000 millones en 2013”, sostiene el documento de la Cepal, según el cual la escasa volatilidad y la aversión al riesgo han sido algunas de las señales que desde comienzos de año han mostrado los mercados.

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Colombia: Petroleras firman otros 4 contratos por más de US$490 millones

La Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) firmó otros cuatro contratos con las petroleras ganadoras en la Ronda Colombia 2014. Esta vez el turno será para el consorcio entre Ecopetrol y Shell, y Anadarko, que comprometieron más de US$490 millones para explorar costa afuera.

La firma de los acuerdos hace parte del cronograma de la ANH, para dejar en firme las promesas de inversión de las petroleras que se quedaron con 26 de los bloques subastados en la Ronda.

El primer acuerdo se concretó con la Unión temporal Repsol-ExxonMobil-StatOil, el pasado 20 de agosto, para destinar US$47 millones en el desarrollo de una zona en el mar. De esos, US$18 millones serán inversiones adicionales en exploración.

Para William Flórez, director ejecutivo del Consejo de Profesionales de Ingeniería del Petróleo, estas inversiones garantizarán años de exploración que podrían ser exitosas para el sector. “La esperanza es que lo que encuentre en el mar sea suficiente para aumentar las reservas, porque no ha habido gran éxito con otros pozos continentales”, explicó.

El siguiente punto en la agenda se dió con cuatro áreas que también son para bloques costa afuera. El primero será de la unión temporal Ecopetrol-Shell, que destinará US$238 millones para el contrato SIN OFF 7. De ese monto, US$25 millones serán para explorar.

Anadarko, a su vez, dejará en firme tres áreas: COL1, COL6 y COL7, a los que destinará US$256 millones para buscar petróleo convencional en el mar.

Cabe aclarar que esas inversiones mencionadas podrán variar hoy, pues están “sujetas a cambios por posibles acuerdos entre las partes, al momento de la firma de los contratos”, señaló la Autoridad.Mientras que las empresas definen esos temas, hay otras petroleras que también se están alistando para suscribir sus acuerdos en los próximos días.

Luego de Ecopetrol-Shell y Anadarko, le tocó el turno para el Consorcio Andes Energía PLCIntegra Oil & Gas, que tiene tres áreas.

Gracias a las inversiones que queden en firme, el Gobierno prevé garantizar años de inversión y el aumento de las reservas a, por lo menos, 10 años.

Ecopetrol licita para comprar gasolina: En medio de los líos con las comunidades y los atentados terroristas a la infraestructura que han recortado la producción de petróleo, Ecopetrol celebró en setiembre sus 63 años de existencia y destacó el apoyo que han dado a la educación de más de 100 niños en Buenaventura.

La celebración se dio a la par de una licitación que la empresa está haciendo para comprar un embarque de entre 290.000 y 300.000 barriles de gasolina RON 92, que sería entregado entre el 24 y el 26 de septiembre, en el puerto de Mamonal, según la agencia internacional Reuters.

William FLórez, Director ejecutivo del Consejo de profesionales de ingenieros de petróleo:“La esperanza es que lo que se encuentre en el mar sea suficiente para aumentar las reservas, porque no ha habido gran éxito con otros pozos”.

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Colombia: Las Reservas de gas alcanzan para 14 o 15 años

Con el fin de aumentar las reservas probadas de gas natural, que hoy son de 5,7 terapiés cúbicos, lo que le permite al país tener una autosuficiencia durante 14 o 15 años, el sector hará inversiones por 1,2 billones de pesos el próximo año.

Así lo anunció el presidente de Promigás, Antonio Celia, durante la presentación del balance del sector en 2013. “Uno de los aspectos que muestra el buen futuro que tiene el gas en Colombia son las inversiones previstas para un mayor desarrollo del sector”, señaló el directivo.

Entre estas iniciativas está la construcción de la planta de regasificación en Mamonal (Cartagena) de la Sociedad Portuaria El Cayao, la planta de licuefacción para exportación de Pacific Rubiales en Tolú y la microplanta de GNL de Promigás en Soledad (Atlántico).

Celia explicó que el compromiso del sector le permitirá al país mantener su dinamismo.“Entre 2000 y 2013 la cobertura del servicio del combustible pasó de 236 a 846 municipios, es decir, se multiplicó por 3,6, con lo cual se superaron los 7 millones de usuarios”, aseguró.

Sin embargo, hay retos para lograr que Chocó, Nariño y Arauca se puedan interconectar al sistema. Asimismo, San Andrés y Providencia, donde el Gobierno Nacional se comprometió a llevarles el servicio. Luego vendrán los departamentos del Vichada, Guainía, Vaupés y Amazonas.

Celia aseguró que se logró un récord en el transporte de gas al alcanzar el movimiento de 969 millones de pies cúbicos diarios, 54 millones más que en 2012.Asimismo, se incrementó el suministro del combustible gracias al aumento de producción que se presentó en La Guajira y los Llanos Orientales, las dos principales cuencas del país.

Una cosa que sí le preocupa a la industria del gas es que el Gobierno no haga un acuerdo a largo plazo para buscar los dineros que requiere para financiarse y introduzca reformas año tras año. Como ocurrió con la propuesta de aumentar el valor del impuesto del patrimonio.“Es una contribución que debemos hacer para construir el país que queremos, pero debe hacerla a largo plazo”.

Entre tanto el presidente de Naturgás, Eduardo Pizano, argumento que el sector está bien, que las reservas se mantienen pese a que el consumo está aumentando.“Estamos tranquilos con la prospectiva en materia de exploración. Tenemos algunos campos pequeños que nos permitirán sumar reservas”, acotó.

En el Magdalena Medio tendremos un pozo exploratorio en el que se invertirán US$15 millones, también hay grandes proyecciones en La Guajira y mar adentro, con empresas como Anadarko, precisó.

El dirigente señaló que si bien el campo de La Guajira ya empezó su declive, las proyecciones del sector señalan que 2015 será un año promisorio para el sector.Sin embargo, le pidió al Gobierno que implemente las reglas de juego para el proceso de comercialización, con miras a tener un mayor dinamismo y crecimiento.Estamos esperando la construcción del gasoducto entre Sincelejo y Cartagena, lo que permitirá ampliar la capacidad de transporte y mejorar el servicio a los usuarios residenciales e industriales, puntualizó.

En el tema de conversión vehicular, el informe de Promigás señala que hay más de 480 mil automotores operando a gas natural y que se impulsará este sistema en los vehículos de carga pesada, para lo que invitó al Gobierno a aumentar los incentivos.

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Colombia: Firman contratos de carreteras por más de US$1.500 mills

El gobierno colombiano firmó el 11 de sdetiembre con un consorcio formado por empresas nacionales y de Costa Rica tres contratos por un valor superior a tres billones de pesos (unos US$1.500 millones) para desarrollar proyectos de infraestructura vial en varias regiones del país.

Según la Agencia Nacional de Infraestructura (ANI), los proyectos que ejecuta la firma Mario Huertas (Colombia) y Constructora Meco (Costa Rica), estarán en el norte, centro y suroeste del país.

Estos son los tres primeros contratos del programa de Cuarta Generación de Concesiones Viales (4G) con el que el Gobierno colombiano busca salir del atraso en carreteras para que el país pueda ser competitivo frente a los retos del comercio internacional.

El primer proyecto tendrá impacto sobre los departamentos de Cundinamarca, Caldas y Tolima, en el centro del país, en donde se desarrollará una vía de altas especificaciones para garantizar la conexión entre el norte y el sur de Colombia.

Se construirá una vía de 190 kilómetros con 5,2 kilómetros de doble calzada, se mejorarán otros 133 kilómetros de vías y se construirán dos puentes sobre el principal río de Colombia, el Magdalena, en las poblaciones de Flandes y Puerto Salgar.

El otro proyecto busca conectar a los departamentos de Bolívar y Atlántico, ambos en la región caribe, a través de carreteras amplias lo que permitirá la reducción de los tiempos en los viajes.

Por último está la construcción de una carretera que permitirá comunicar más rápido al departamento de Antioquia con la región del Eje Cafetero, en el centro.

Esta obra, llamada Autopista Conexión Pacífico 3, requerirá de una inversión de 1,29 billones de pesos (unos US$690 millones) en la intervención de 118 kilómetros de vías, la construcción de 26 puentes, cinco túneles cortos y un túnel de 3,4 kilómetros.

Según la ANI, estos proyectos impulsarán la economía colombiana en sectores como la ganadería, el turismo, la agricultura, la explotación maderera, obras civiles y transporte de carga, entre otros.La firma de los contratos contó con la presencia del vicepresidente de Colombia, Germán Vargas Lleras; la ministra de Transporte, Natalia Abello; el presidente de la ANI, Luis Fernando Andrade, y el ingeniero Mario Huertas, como representante legal del concesionario Mario Huertas Cotes-Constructora Meco.

MEXICO

Pemex anuncia US$ 5.500 mill. de inversión para ampliar producción

La empresa paraestatal Petróleos Mexicanos anunció una inversión de US$ 5.500 millones, con el objetivo de incrementar la producción de refinados y la conclusión de la fase II del gasoducto “Los Ramones”.

El titular de la petrolera, Emilio Lozoya Austin, informó en rueda de prensa que la inversión considera la construcción de plantas de fertilizantes y plantas de diésel de ultra bajo azufre en cinco refinerías, proyecto en el que se estima destinar US$2.800 millones.

Lozoya agregó que los proyectos de inversión son resultado de la reciente aprobación de la reforma energética, que es la reforma estrella de las 11 iniciativas con las que estima el gobierno de México permitirá miles de nuevos empleos y crecimiento económico.

Las cinco refinerías donde se construirán las plantas de diésel en asiociación con empresas privadas son Ciudad Madero (Tamaulipas), Minatitlán (Veracruz), Salamanca (Guanajuato), Salina Cruz (Oaxaca) y Tula (en el estado de Hidalgo).

El gasoducto “Los Ramones” pretende incrementar la capacidad en más de 2.000 millones de pies cúbicos diarios. Tendrá una longitud de 1.021 kilómetros desde la frontera sur de Estados Unidos pasando por varios estados de México, hasta el central estado de Guanajuato.

Esta obra tiene un costo estimado en US$1.200 millones.

El presidente Evo Morales recorre obras de empliación petrolera en Bolivia

BOLIVIA

Boom de Inversiones petroleras

z La petrolera boliviana YPFB invierte US$ 3.000 millones en 47 proyectos de exploración z Dos plantas petroquímicas bolivianas tendrán mil millones anuales de utilidad z Invertirán US$ 1.300 millones en exploración petrolera en Tarija z Gobierno dio luz verde a exportacion de petróleo y líquidos. z En octubre inauguran operaciones de Planta de Gas Natural Licuado (GNL), Río Grande. z China anunció ingreso a Bolivia de la empresa petrolera CNPC para invertir y trabajar con petrolera estatal boliviana YPFB.

Boliviana YPFB invierte US$ 3.000 millones:47 proyectos de exploración

La petrolera estatal boliviana (YPFB) está ejecutando un plan intensivo de exploración de hidrocarburos que, entre otros aspectos, busca reponer e incorporar nuevas reservas de gas y petróleo. El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Carlos Villegas Quiroga, informó que la petrolera estatal boliviana contempla invertir US$3.000 millones en 47 proyectos de exploración con potencial de petróleo, gas y condensado.Indicó que “tenemos un plan intensivo de exploración y estamos explorando en 47 áreas en actividades de sísmica, geología de superficie y perforación del primer pozo. En estas áreas vamos a invertir $us 3.000 millones”.

La inversión se realiza en proyectos como Lliquimuni, Río Beni, Tatarenda, Nueva Esperanza Carohuaicho 8A, 8B, 8D y 8C, Oriental, Caranda, Sanandita, Aguaragüe Sur A, Aguarague Norte, Aguarague Centro, Cupecito, Florida, Sauce Mayu, Arenales, Iñiguazu, Iñau, Sara Boomerang III, El Dorado Oeste, San Miguel, Isarsama, Chimoré I, Itacaray, Azero, Huacareta, Cedro, Sunchal, Astillero, San Telmo, Charagua, Abapo, Yuchan, Itaguazurenda, Margarita Sur, Huacaya Norte, Sábalo, Ingre, entre otros.

Los proyectos de perforación tienen profundidades que oscilan entre los 2.000 y 6.300 metros con objetivos geológicos como el Huamampampa, Iquiri, Santa Rosa, Icla, Petaca, Escarpment,

Tupambi y Chorro, desplegados en el Subandino Sur y Pie de Monte. Además, destacan las formaciones Copacabana, Tomachi y Tequeje ubicadas en el Subandino Norte.

“En la actualidad realizan actividades de exploración Repsol, Petrobras, Total, Gazprom, BG, YPF de Argentina, Pluspetrol y Eastern Petroleum & Gas como empresas privadas y además YPFB participa con sus cuatro unidades operativas como son la Gerencia Nacional de Exploración y Explotación, YPFB Chaco, YPFB Andina y YPFB Petroandina”, manifestó Villegas.

BOLIVIA TIENE TASA DE EXPLORACION EXITOSA: 20%

Explicó que en Bolivia la tasa de éxito de la exploración es de 20%, lo que significa que si se perforan en 10 pozos exploratorios, dos son exitosos.Agregó que “si encontramos un resultado positivo perforando el primer pozo, inmediatamente vamos a perforar el segundo y el tercer pozo para la certificación de reservas y se realizará inversiones en desarrollo, lo que quiere decir que se debe construir una planta de procesamiento, construir un gasoducto, un oleoducto; ese es el ciclo exploratorio que generalmente dura cinco años”.

A juicio de Villegas la producción y exploración de hidrocarburos deben ser actividades continuas y permanentes.“En YPFB estamos trabajando con un alto nivel de esperanza de que vamos a encontrar reservas porque además la geología y la potencialidad del país nos lleva a señalar de que tenemos muchos recursos hidrocarburíferos. Quiero ser contundente y sincero con la población; con la última certificación de reservas que alcanzó a 10.45 trillones de pies cúbicos, Bolivia tiene seguridad de abastecer mercados por 12 años, pero la visión no debe ser estática, pues en el sector hidrocarburos consumimos y descubrimos reservas”, dijo.

Enfatizó que la petrolera está ejecutando un plan intensivo de exploración de hidrocarburos que, entre otros aspectos, busca reponer e incorporar nuevas reservas de gas y petróleo, disminuir el riesgo exploratorio, ejecutar proyectos de exploración en áreas reservadas de forma directa y mediante contratos de exploración y explotación con empresas petroleras privadas, entre otros.

Petrolera estatal china CNPC invertirá en Bolivia en alianza con YPFB

China observa con mucho interés a Bolivia para desarrollar inversiones en hidrocarburos y ya evalúa algunos proyectos para consolidar acuerdos, según reveló el vicepresidente de China National Petroleum Corporation Company (CNPC) para América Latina, Chen Jintao.

El ejecutivo asiático, que participó, junto a una delegación importante de su país, en el IV Congreso Internacional YPFB Gas y Petróleo, dio una explicación detallada de los 10 proyectos que desarrolla en América Latina, con Venezuela, Perú, Ecuador, Colombia, Costa Rica, Brasil y Cuba.

Jintao destacó que China tiene tres empresas petroleras estatales y CNPC es una de esas, con importantes inversiones en América y otros continentes. “Desde hace mucho tiempo CNPC tiene interés para hacer inversiones en Bolivia y trabajar con YPFB. CNPC respeta mucho la norma y ley de cada gobierno en América Latina”, remarcó.

La compañía china trabaja en toda la cadena productiva de hidrocarburos, desde la exploración y explotación de recursos, pasando por la industrialización y la comercialización, hasta la fabricación de herramientas y maquinaria para el desarrollo de sus proyectos.CNPC tiene para ofrecer a Bolivia un respaldo financiero sólido, amplia experiencia en el desarrollo de diferentes energías, tecnología y sobre todo mercado.

Dos plantas de YPFB tendrán utilidades de US$ 1.000 millones al año

La Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco, ubicada en el municipio de Yacuiba (Tarija), y la Planta de Amoniaco y Urea, que se construye en la población de Bulo Bulo (Cochabamba), tendrán una utilidad neta de US$ 1.000 millones al año, informó el presidente Evo Morales.El Mandatario aclaró que en esas dos plantas no hay socios, sino empresas que están prestando sus servicios para la construcción de las mismas y por las que el Estado está pagando.

“Lo que a mí me llama la atención es que las dos plantas, la de Yacuiba y la de Bulo Bulo, cuando empiecen a producir van a generar una utilidad neta como mínimo de 1.000 millones de dólares. El compañero Carlos (Villegas, presidente de YPFB) siempre es muy conservador, no infla (cifras), está bien pero yo considero que va a ser 1.200 millones a US$ 1.300 millones, digamos que son US$ 1.000 millones año de utilidades netas, no de ingresos”, graficó el Jefe del Estado.

Las inversiones para la construcción de esas plantas provienen de un crédito que el Banco Central de Bolivia (BCB) hizo a Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) con los recursos que administra de las Reservas Internacionales Netas (RIN).“Esa deuda interna (que se tiene con el BCB), con dos años de utilidades netas vamos a pagar, con nuestra planta, con nuestras Reservas Internacionales”, dijo el Presidente.

Con esos detalles, Morales indicó que las empresas que están construyendo esas plantas están prestando servicios y no hay ninguna sociedad con ellas. “En esas plantas están prestando servicios, nosotros estamos pagando todo, ahí no hay ninguna sociedad, cuando terminen de trabajar se van a ir y nosotros tendremos que administrar (las plantas)”, afirmó.

En la Planta de Separación de Líquidos Gran Chaco se invierte $us 608,9 millones. El inicio de

pruebas del complejo hidrocarburífero será el 27 de septiembre, pero las operaciones comerciales se iniciarán a principios de 2015. Será seis veces más grande que la Planta de Separación de Líquidos Río Grande, ubicada en el departamento de Santa Cruz.

La planta de Yacuiba tendrá una capacidad de proceso de 32,19 millones de metros cúbicos día (MMmcd) de gas natural para producir 3.144 toneladas métricas diarias (TMD) de etano (un insumo principal para el proceso de industrialización de los hidrocarburos), 2.247 TMD de gas licuado de petróleo (GLP), 1.044 barriles por día (BPD) de isopentano y 1.658 BPD de gasolina natural.

La Planta de Amoniaco y Urea, que se encuentra en construcción, producirá 756.000 toneladas métricas anuales (TMA) de fertilizantes. La inversión total para su montaje y edificación alcanza a $us 862,5 millones. Se proyecta su conclusión para el primer semestre de 2016, según datos oficiales de la estatal YPFB.

Evo Morales responde debate sobre temas petroleros

El mandatario Evo Morales dijo que responderá con la verdad a los insultos y mentiras que profieren los candidatos de oposición, quienes cuestionaron los costos recuperables de las petroleras y hablan de un gasolinazo. “Es parte de un debate público”, sostuvo el Mandatario en un acto en la ciudad de Tarija.

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Gobierno anuncia operaciones de prueba en Planta de GNL

El viceministro de Industrialización, Comercialización, Transporte y Almacenaje de Hidrocarburos, Álvaro Arnez, anunció que a comienzos de octubre se inaugurarán las operaciones de “prueba” en la Planta de Gas Natural Licuado (GNL), ubicada en la localidad de Río Grande, a 50 kilómetros de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.

“Lo que vamos a hacer a inicios de octubre es, como en todas las plantas, una entrega provisional y vamos a iniciar ciertos equipos críticos, son pruebas previas a lo que es una operación continua”, informó a los periodistas.

Explicó que el proyecto consiste en construir una Planta de Licuefacción, de la cual, se obtendrá GNL para distribuido en camiones cisternas hacia las “estaciones satelitales de regasificación”, situadas inicialmente en 27 poblaciones rurales donde es difícil ingresar con gasoductos convencionales.

INVERSION EN PROYECTO GNL: US$ 140 MILLONES

Arnez precisó que el proyecto GNL demandó una inversión gubernamental de 140 millones de dólares.

“Esperamos que dentro del primer semestre del siguiente año ya la población esté viendo con sus propios ojos, pasando todas las carreteras de nuestro país todas las cisternas de GNL que tienen una tecnología de punta”, subrayó.

Bolivia: En Tarija se invertirán US$ 1.300 millones en exploración

La inversión programada para el departamento de Tarija en exploración petrolera es de 1.300 millones de dólares. En esa región se han identificado 19 áreas petroleras con “el potencial estudiado” y en muchas de las cuales ya se realizan trabajos.

“En Tarija tenemos potencial. Son 19 áreas que están identificadas en este momento, con el potencial estudiado, muchas de ellas en curso, como el caso Aguaragüe Sur A y Timboy”, informó el ministro de Hidrocarburos, Juan José Sosa.

Con esta declaración, la autoridad salió a desmentir que en el país se ha descuidado la exploración petrolera y que estarían en riesgo las reservas hidrocarburíferas, como han comentado analistas y candidatos a la presidencia.

“La inversión para Tarija son 1.300 millones de dólares para llegar al primer pozo. Si a partir de ese primer pozo hay un resultado positivo en la exploración, por supuesto que las inversiones comienzan a crecer en la perforación del segundo pozo, tercero, la instalación de una planta y ductos”, destacó Sosa.

El ministro hizo, además, un repaso a las reservas certificadas en el país. Dijo que a diciembre de 2009, Bolivia tenía 9,94 TCF (trillones de pies cúbicos) de gas natural y 30 millones de barriles de líquidos de petróleo y condensado. Resaltó que pese al consumo interno y la venta al exterior, estas certificaciones han subido a 10,45 TCF, a diciembre de 2013.Apuntó que el consumo anual de las reservas es de 0,6 a 0,7 TCF, con lo que en cuatro años éste debió llegar a 2,5 TCF. Es decir, señaló que las existencias deberían estar en 7,5 TCF.

Con estas cifras, la autoridad enfatizó que en Bolivia sí se realizó inversiones para buscar los hidrocarburos. “Se han hecho trabajos de exploración y el año pasado hemos comenzado un plan inmediato de exploración”.

“No es que no estemos haciendo nada para reponer lo que estamos consumiendo, exportación a Argentina y Brasil y el consumo interno. Estamos trabajando un plan de exploración”. El ministro indicó que desde el año pasado una empresa mexicana diseña un plan exploratorio. Indicó que la compañía estudia 25 áreas en todo el país, de las cuales cinco están en Tarija.

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El Gobierno boliviano da luz verde a la exportación de líquidos y crudo

El Consejo de Ministros aprobó el 3 de este mes el Decreto Supremo 2103 que autoriza la exportación de petróleo crudo y líquidos (excepto kerosén, jet fuel y diésel) producidos en las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco, además de los provenientes de campos.

La disposición legal indica que la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH) otorgará los permisos de exportación de hidrocarburos líquidos, previo cumplimiento de algunos requisitos como la copia del contrato de compraventa o acuerdo de comercialización o carta oferta de venta de hidrocarburos suscrito con la empresa compradora e información sobre el precio del producto y modalidad de transporte a utilizarse.

Los hidrocarburos líquidos que requieren autorización expresa para su exportación son gasolina natural, gas licuado de petróleo (GLP), gasolina automotor, gasolina de aviación (Avgas), gasolina blanca (Nafta) y crudo reconstituido (Recon).También pueden ser comercializados aceites y grasas automotrices e industriales terminados, entre otros productos, se lee en la normativa. Los productos que no pueden ser exportados son aquellos de destilación de refinerías (componentes requeridos para la producción de kerosén, jet fuel y diésel oil), así como los productos terminados comerciales.

Tampoco se pueden comercializar al exterior hidrocarburos líquidos obtenidos de la mezcla de aceite de origen vegetal con diésel oil (biodiésel), se indica en la disposición legal.Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) importa actualmente la mitad del diésel oil que se consume en el país. Santa Cruz es la región que demanda más este carburante.

El 4 de septiembre la ANH informó que otorgará permisos de exportación de nuevos productos hidrocarburíferos producidos en las plantas separadoras de líquidos de Río Grande y Gran Chaco, además de los provenientes de campos (petróleo crudo y condensados).

YPFB invirtió en 9 años US$ 10.100 millones en sector hidrocarburífero El presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos, Carlos Villegas, informó que desde la nacionalización de los hidrocarburos, en mayo de 2006, hasta el 2014 se invirtieron 10.100 millones de dólares para desarrollar toda la cadena de los hidrocarburos en el país, como exploración, explotación, producción, refinación, transporte, almacenaje, logística, comercialización e industrialización.

“Hemos invertido, desde la nacionalización hasta el 2014, 10.100 millones de dólares que prácticamente es un hecho importante en la historia del sector de hidrocarburos”, remarcó Villegas en la inauguración de la Unidad de Crudo 12.500 Barriles Por Día de la refinería Gualberto Villarroel, en Cochabamba.Según Villegas, desde que YPFB fue fundado en 1936, “no se ve una inversión tan alta” para desarrollar la cadena de hidrocarburos del país, como la registrada en los últimos 9 años.

Explicó que las inversiones ejecutadas desde 2006, respetaron y se enmarcaron en los principios de la nacionalización, cuyo proceso estableció que los hidrocarburos son de exclusiva propiedad del Estado boliviano, “dentro y fuera del subsuelo”.

A su juicio, en la actualidad se “cosechan” los frutos de un proceso iniciado en 2006, cuando el primer gobierno de Evo Morales decidió nacionalizar los hidrocarburos, que hasta ese entonces estaban en manos de empresas transnacionales.

“Hoy nos toca recoger lo que hemos cosechado, estos años fueron importantes para el sector de los hidrocarburos, tuvimos un apoyo decidido, un apoyo importe del pueblo boliviano, del Gobierno Nacional y del presidente Evo Morales”, subrayó.

De acuerdo con fuentes oficiales, YPFB prevé ejecutar este año una inversión de 3.029 millones de dólares en el sector hidrocarburos.

BRASIL

Brasil se prepara para entrar a las grandes ligas petroleras La explotación del pre-sal puede convertir al país en uno de los principales exportadores de petróleo del planeta a lo largo de las próximas dos décadas.

Asia es el gran comprador. La explotación del pre-sal puede colocar a Brasil como uno de los principales exportadores de petróleo del mundo, con un excedente que puede superar los 1,5 millones de barriles por día, en un momento en que Estados Unidos no liderará más la demanda por el insumo, sino Asia.

Esa nueva frontera de explotación cambiará el ranking de las áreas productoras de petróleo en el país, reduciendo la participación de la Cuenca de Campos y de Rio de Janeiro, deberá promover debates sobre el destino que tendrá esa producción y ampliará la presencia de China en el mercado energético de Brasil.

Hace 20 años, más de 85% de la producción de petróleo brasileña provenía de pozos de la Cuenca de Campos. En junio, ese porcentaje era de 75%, mientras la Cuenca de Santos responde hoy por 15%. La participación de San Pablo en la oferta de petróleo es de 8% y en la de gas doméstico de 14%.

En relación a la producción por operador, 90% del petróleo proviene de pozos de Petrobras, mientras Shell y Statoil responden por 3,9% y 3,3%, respectivamente, según datos de julio de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP).

Con la explotación gradual del pre-sal, la Cuenca de Santos y el Estado de San Pablo aumentarán su presencia en la explotación y producción, mientras operadores como Shell, la francesa Total y las petrolers estatales chinas CNPC y CNOOC, que vencieron con Petrobras la licitación del mega-campo de Libra el año pasado, reforzará su presencia en territorio brasileño.

PETROBRAS PRDUCIRA 4 MILLONES DE BARRILES DIARIOS EN 2020

José de Sá, socio de Bain & Co, dijo que las empresas de todo el mundo acompañarán de cerca los resultados de la campaña de explotación para evaluar los costos y los plazos del proyecto. En los últimos años, muchos sufrieron los atrasos y la suba de precios, lo que perjudicó el balance de algunas petroleras. Para Petrobras, el desafío no es menor. La empresa prevé alcanzar en el inicio de la próxima década una producción de cuatro millones de barriles diarios, el doble de lo que hoy extrae. La estatal, que demoró 60 años para llegar a los dos millones de barriles por día, pretende duplicar ese nivel en solo siete años.

El pre-sal, que responde por 22% del total de la producción actual de la empresa, llegará en 2018 al 52%. Se instalarán 19 nuevas unidades de producción en la Cuenca de Santos hasta finales de aquel año. Con esos proyectos, la expectativa es que la producción de petróleo exclusivamente en las áreas del pre-sal, en 2017, supere la barrera de un millón de barriles diarios.

PETROBRAS INVERTIRA US$ 220 MIL MILLONES ENTRE 2014-2018

Entre 2014 y 2018, la estatal prevé inyectar US$ 220.000 millones, el programa más importante de inversión de una petrolera a nivel global.

El 13 de julio, la producción de la camada pre-sal de las cuencas de Santos y Campos alcanzó el nivel de 546.000 barriles diarios, un nuevo record. La productividad promedio por pozo en operación comercial en la Cuenca de Santos fue de 25.000 barriles de petróleo por día, más alta que la registrada en el Mar del Norte (15.000 barriles de petróleo por pozo/día) y en el Golfo de México (10.000 barriles de petróleo por pozo/día).

“Nuestras reservas tiene el diferencial de estar cerca del mayor mercado consumidor de energía del país, lo que genera una alta competitividad. En cuatro años, con base en 2010, nuestra producción en el pre-sal creció diez veces”, dijo la presidente de la estatal brasileña, Maria Graca Foster.

Un informe de BP publicado recientemente indica que la participación de Brasil en el mercado mundial crecerá hasta 2035. El pre-sal se convertirá en una de las principales provincias petroleras del planeta, lo que convertirá a Brasil en un exportador de energía y el productor más importante del sector en América del Sur. Más de la mitad del crecimiento de la producción de petróleo del mundo hasta 2035 provendrá de fuertes externas a la Organización de los Países Exportadores de Petróleo (OPEP), con el aumento de la producción de petróleo de esquisto de Estados Unidos, áreas petroleras canadienses y aguas profundas de Brasil.

CHINA ES EL MAYOR CONSUMIDOR Y COMPRADOR MUNDIAL DE PETROLEO La revolución del gas de esquisto en Estados Unidos y la urbanización china alteraron la dinámica de la demanda global del mercado de energía. Hoy, el país asiático, que produce cerca de cuatro millones de barriles por día, importa otros seis millones de barriles diarios y procesa diez millones de barriles diarios, es el principal comprador de petróleo del mundo.

El apetito chino continuará en aumento a lo largo de las próximas dos décadas. La tasa de motorización en la mayor economía emergente es de 50 vehículos por 1000 habitantes, un tercio de la de Corea del Sur. Otros factores empujaron la demanda china. “La matriz energética china se basa en el carbón, que se transporta en ferrovías, que utilizan mucho gasoil; el mineral viaja en barcos, que consumen

Megaplataforma maritima de explotación petrolera de Petrobras en sus costas del Atlántico mucho combustible, y el país tiene gran demanda de petroquímicos por la construcción civil y los bienes de consumo”, dijo Alexandre Szklo, profesor de planificación energético de Coppe de la Universidad Federal de Rio de Janeiro (UFRJ).

Simulaciones de la institución estiman que el excedente de exportación de Brasil puede llegar a entre 1,5 y dos millones de barriles diarios en la próxima década, siendo Asia el principal mercado comprador.

Otros estudios realizados por Coppe indican que el barril de petróleo del pre-sal tiene que superar los u$s 80 para permitir la remuneración en el parque refinador chino. “Puede caer por debajo de ese precio, pero no es el escenario más probable. Tendría que ocurrir una amplia rearticulación de Irak, que producía cinco millones de barriles por día en la década de 1970 y hoy produce poco menos de dos millones”, destacó.

La participación china en el sector de petróleo nacional está creciendo, según un estudio de los profesores Edmar de Almeida y Helder Consoli, del Instituto de Energía de la UFRJ. En 2010, China superó a Estados Unidos, convirtiéndose en el mayor comprador.

Mientras en 2003, el valor de las exportaciones de petróleo de Brasil a China era 0,5% del total, en 2013 los embarques saltaron a 8,7%. Sin embargo, Brasil representa solo el 2% del petróleo importado por el país asiático. Lo que indica que existe mucho espacio para crecer