Brasil precisa desarrollar un mercado formado por pequeñas y medianas empresas productoras, de preferencia, nacionales. PDVSA tendrá la mayoría accionaria en el modelo de empresa mixta que se prepara para adelantar los actuales y nuevos proyectos en Venezuela. Las reservas de gas con las que contaría Perú le permitirían asegurar el consumo interno por 30 ó 40 años. Estas y otras proyecciones hacen parte de este análisis sobre la situación de algunos países latinoamericanos en materia de hidrocarburos.

Brasil, más allá de Tupi
El descubrimiento del campo Tupi modifica radicalmente el escenario energético brasileño e impone un nuevo desafío. Las aplicaciones tecnológicas deberán ser mejoradas y los costos reducidos. En la propia cuenca de Santos, Petrobras posee pozos de hasta cinco mil metros de profundidad en la roca, pero en láminas de agua mucho más rasas, en la franja de los 100 metros. Y sin sal.

El desafío mayor se relaciona con el costo, que aumenta exponencialmente según la profundidad y la complejidad de la operación. Además de las dificultades de perforación, prevé la necesidad de pozos ‘inteligentes’, equipados con sensores para monitorizar la salud de las ventas petrolíferas en tiempo real.

Dentro de las rocas, el petróleo está hirviendo. Cuando llega al tope del pozo, en el lecho marino, está a casi 100 °C. Ahí comienza otro problema. El agua en el fondo del mar está aproximadamente a 4 °C. Para transportar el petróleo hasta la plataforma, dos mil metros arriba, es preciso mantenerlo caliente. De lo contrario, la caída de la temperatura induce a la formación de ‘coágulos’ que pueden taponar completamente los ductos. La solución es revestir los caños de acero con material aislante, o inyectar productos químicos para evitar esos coágulos.

Los risers que transportan el óleo del suelo marino hasta la plataforma pueden ser de acero rígido o flexible, con capas intercaladas de acero y polímeros. La lámina de agua profunda del campo Tupi exigirá una planificación cuidadosa de ingeniería. Una opción para reducir el peso de los risers sería usar titanio, un metal altamente resistente y leve, en lugar del acero, pero es mucho más caro.

A pesar del optimismo por el descubrimiento de las reservas gigantes de petróleo y de gas, Brasil no conseguirá resolver en el corto plazo la crisis de abastecimiento de gas natural. La tendencia indica que la situación se normalizará sólo en la próxima década, con la entrada en operación de campos de gas como Mexilhão, en la Bacia de Santos, y los complejos Peroá-Cangoá y Golfinho, en Espírito Santo, que dependen de la conclusión de gasoductos para aprovisionar al mercado. Mexilhão, que repuntó en 2004 con reservas estimadas en 420 mil millones de metros cúbicos de gas, disminuyó a 280 mil millones. Aunque continúe como una promesa gigante, sólo deberá producir en 2009.

Petrobras corre para inaugurar la primera terminal de GNL, con una capacidad de siete millones de metros cúbicos por día, en el primer semestre de 2008, lo que contribuiría a aliviar la escasez de gas. Pero hay escepticismo en el mercado sobre la posibilidad de encontrar combustible a buenos precios en el mercado mundial, una vez que la demanda de energía retome su curva creciente.

El bloque de Tupi, cuyas reservas pueden llegar a 8 mil millones de barriles de óleo equivalente (sumado al gas), sólo deberá producir en 2013, sin impacto, por lo tanto, en la oferta de corto plazo. Además de eso, se trata de una gran reserva de petróleo con poco gas, que debe ser usado para aprovisionar las plataformas y ampliar la presión de las reservas.

Petrobras elevó sus reservas probadas de hidrocarburos hasta 13.920 millones de barriles en 2007, consideradas suficientes para los siguientes 19,6 años al ritmo de producción actual. La producción acumulada de petróleo y gas en 2007 alcanzó a 708 millones de barriles (1,939 millones de barriles por día en promedio). Esto significa que por cada barril equivalente de petróleo extraído, fue sumado 1,236 barril a las reservas probadas, lo que arroja un “índice de reposición de reservas” (IRR) de 123,6%.

La novena Ronda de Licitaciones de la Agencia Nacional de Petróleo (ANP) estuvo marcada por ofertas altísimas hechas por empresas que se estrenaban y por una presencia menos intensa de Petrobras, que perdió la hegemonía por primera vez. Las noveles de la industria petrolera, sobre todo empresas brasileñas grandes y medianas, fueron agresivas en las ofertas por nuevas áreas. La empresa más destacada fue OGX Petróleo y Gas, de Eike Batista, que obtuvo 21 bloques exploratorios.

Según Haroldo Lima, de la ANP, a partir de ahora, Brasil precisa desarrollar un mercado de pequeños productores formados por pequeñas y medianas empresas, de preferencia nacionales. El camino natural para los pequeños productores que surgieron en Brasil es operar campos marginales de menor productividad, que no deben ser foco de atención de empresas de gran tamaño. La ANP ya catalogó 157 campos que producen entre 17 y 30 barriles por día en aproximadamente 3.500 pozos perforados. Juntos poseen sólo 0,6% de las reservas brasileñas de petróleo, sin incluir el gigantesco Tupi.

Hacia finales del año se espera la realización de la décima ronda de licitación petrolera. Probablemente no se ofrezcan en esa oportunidad los 41 bloques del área pre-sal, donde pueden existir reservas gigantes como Tupi, en la Cuenca de Santos. La ANP va a encaminar estudios para el Ministerio de Minas y Energía con sugerencias sobre el formato de la licitación para esos bloques, que deben ser ofrecidos separadamente.

Venezuela, gas y crudo pesado
La petrolera estatal PDVSA prevé incrementar las inversiones para este ejercicio en US$15,6 mil millones. Las inversiones en 2007 se acercaron a los US$10 mil millones. Al cierre de ese año las reservas probadas de petróleo fueron 100.000 millones de barriles y se aspira llegar a 313.000 millones de barriles en 2010, lo que convertiría a este país en el de mayor volumen de reservas en el mundo.

Venezuela aspira a oficializar ese volumen de reservas de crudos una vez concluya un proceso de certificación en la Faja del Orinoco. En 2007, la producción de crudo fue de 3,2 millones de barriles.

Uno de los puntos salientes de la estrategia petrolera venezolana es la ampliación de las operaciones de China National Petroleum Corp., estatal con la cual se perfila la extracción conjunta de hasta 1 millón de barriles diarios de crudo en Venezuela –fundamentalmente en la Faja del Orinoco– y la construcción de tres refinerías en territorio chino con una capacidad conjunta de 800 mil barriles diarios. Esta alianza estratégica llegó hasta la conformación de un fondo por US$6 mil millones, a modo de préstamo de China para Venezuela, que apalancará proyectos sociales y de infraestructura dentro su país.

El éxito económico y tecnológico de la producción de crudo premium, en la Faja Petrolífera del Orinoco, permitirá a PDVSA y sus futuros socios el desarrollo de las reservas más grandes de hidrocarburos en el mundo. En ese sentido, el costo de operaciones promedio, que incluyen producción, mejoramiento, refinación y transporte de estos crudos, son menores a US$8, tal como se ha demostrado en los proyectos actuales.

Así mismo, PDVSA y otras importantes empresas internacionales han participado en el Proyecto Orinoco Magna Reserva para la cuantificación y certificación de reservas existentes, entre las que se destacan los primeros resultados en el Área Carabobo, con más de 25 mil millones de barriles en reservas probadas. El Bloque Carabobo Uno cuenta con reservas avaladas de unos nueve mil millones de reservas probadas, que serán la base del esquema integrado producción-mejoramiento-refinación, previsto para los nuevos negocios que se desarrollarán en esta área. La valorización de estos proyectos integrados radica en el mejoramiento de la calidad de los crudos extrapesados, los cuales se adaptan a las normativas de las refinerías definidas en el esquema de negocios.

PDVSA se reservará la mayoría accionaria de los trenes de licuefacción que decida construir a partir del gas extraído de proyecto costa afuera Plataforma Deltana. Como parte de la reforma de las leyes orgánicas de Hidrocarburos e Hidrocarburos Gaseosos que se prepara, el modelo de empresa mixta con mayoría accionaria del Estado prevé extrapolarse al sector del gas, sin dejar por fuera los proyectos que avanzaron parcialmente como Plataforma Deltana y el Complejo Industrial Gran Mariscal de Ayacucho (Cigma).

En relación con el proyecto de gas natural Mariscal Sucre, las tareas asociadas a su progreso no se detuvieron. “La traba del Mariscal Sucre tiene que ver con el precio del gas, no con las reservas –dijo el ministro de Energía y Petróleo Rafael Ramírez, para contradecir versiones que circularon en Brasil–. Allí [costa afuera] está la tentación de todos los privados de exportar a Estados Unidos”. Añadió que en vista de que el gas costa afuera suele resultar más costoso, se prevé crear un mercado diferenciado de precios para el uso doméstico.

Inicialmente se había explorado la posibilidad de que desde Mariscal Sucre se exportara a Brasil alrededor de 17 millones de metros cúbicos de gas venezolano, 50% de la producción, pero poco después Brasil manifestó dudas con respecto a las reservas de gas natural certificadas en ese proyecto, que lleva más de 15 años en planificación y que antes se negociaba con Shell, Mitsubishi e incluso con Qatar Petroleum.

En una primera etapa que arrancaría a finales de este año, Mariscal Sucre prevé aportar 600 millones de pies cúbicos diarios de gas al mercado venezolano. Para alcanzar esa meta, Petróleos de Venezuela contrató recientemente equipos de perforación que realizarán labores exploratorias de 21 pozos en total.

A la cifra de Mariscal Sucre podrían sumarse los volúmenes que se exploten en el golfo de Paria, en donde se estima que además de crudo hay alrededor de 1 billón de pies cúbicos (TCF) de gas en el bloque Oeste, hasta hace poco operado por Conoco Phillips. Además, hay expectativas positivas con respecto al desarrollo del proyecto Rafael Urdaneta, en el golfo de Venezuela, en donde ya la rusa Gazprom concluyó la etapa de sísmica. De hecho, el taladro que se espera para comenzar labores exploratorias en esa área podría luego dirigirse a la isla La Blanquilla, en donde PDVSA contempla intervenir en solitario, luego de que la oferta de tres bloques a su alrededor resultara desierta.

Perú, en procura del autoabastecimiento
Perú recibirá nuevas inversiones por más de US$900 millones para los próximos años, con los 24 contratos de exploración de hidrocarburos que se firmaron en el transcurso de 2007.

Luego de un proceso de exploración, la empresa Repsol YPF descubrió dos trillones de pies cúbicos (TPC) de gas en el Lote 57 ubicado en la zona cercana a Camisea. Es decir, entre las provincias de Satipo (Junín), Atalaya (Ucayali) y La Convención (Cuzco). El hallazgo se efectuó en el pozo exploratorio Kinteroni X1, donde pruebas iniciales de producción arrojaron 1 Mm3/d de gas y 198 m3 de hidrocarburos líquidos asociados. La expectativa es que en la zona se encuentren mayores reservas de gas natural en los próximos años.

El presidente peruano Alan García destacó que las reservas de gas con las que contaría Perú permitirían asegurar el consumo interno por 30 o 40 años y también exportar, así como utilizarlo en las petroquímicas que se espera instalar en el país con inversiones extranjeras.

Repsol YPF planea invertir US$100 millones este año en actividades de exploración en los diversos lotes que opera en Perú. Cuando Repsol YPF en el lote 39, y Barrett Resources en el lote 67, ambos en Loreto, empiecen a producir petróleo en el año 2010, Perú dejará de importarlo para convertirse en exportador neto de hidrocarburos.

Maple Gas Corporation, de Perú, informó que podría anunciar en julio un nuevo descubrimiento comercial de petróleo, tras la perforación de un primer pozo exploratorio en el prospecto Santa Rosa del Lote 31-E, ubicado en Loreto, donde se estima un potencial de hasta 462 millones de barriles de crudo, probablemente liviano. En julio iniciarán la perforación, una vez llegue el equipo de perforación ordenado fabricar en Estados Unidos y que permitirá alcanzar una profundidad de hasta 22.000 pies.

Las reservas probadas de gas natural en Camisea, de los lotes 88 y 56 (Pagoreni) se elevaron de 10,86 a 13,40 trillones de pies cúbicos (TCF) a diciembre de 2007, lo que representa un incremento de 23,38%.

Bolivia, por el desarrollo de reservas
Las inversiones petroleras confirmadas para este año sumarán US$1266 millones; el mayor monto es para desarrollo de campos, US$832 millones, destinados a preparar los reservorios ya descubiertos con la finalidad de aumentar la producción de gas y líquidos para 2009, en tanto que a la búsqueda de nuevos depósitos tan sólo se destinarán US$43,82 millones. El país necesita mayores inversiones y más producción de gas para poder cumplir sus compromisos, tanto con el mercado externo como el interno.

La empresa que pretende realizar mayores inversiones el próximo año es Petrobras (US$230,1 millones), seguida de las bolivianas Chaco, Andina y la hispano-argentina Repsol YPF. La petrolera Dong Won reiniciará sus inversiones este año, ya que en 2007 no lo hizo.

Las inversiones para el upstream, que inyectarán las petroleras privadas, suman US$876,52 millones; de este total, 95% es para desarrollo de campos y tan sólo 5% para exploración.

El pozo Huacaya X-1, perforado por la empresa Repsol YPF, en los últimos meses realizó distintas pruebas para confirmar la existencia de gas en este campo. Esta reserva, limítrofe con el megacampo Margarita, podría abarcar incluso parte del territorio tarijeño. De acuerdo con los últimos estudios del Huacaya X-1, la gran presión interna del nuevo pozo posibilitaría una fácil explotación de sus recursos. El Huacaya X-1 forma parte del bloque Caipipendi, que comprende a los departamentos de Chuquisaca, Tarija y Santa Cruz.

Repsol YPF tiene en Bolivia derechos mineros sobre 7 bloques de exploración, con una superficie neta de 9153 kilómetros cuadrados y 25 bloques de explotación con un área neta de 2284 kilómetros cuadrados.

En los primeros días de enero se anunció el descubrimiento del nuevo reservorio de hidrocarburos en el bloque San Isidro, ubicado en el departamento de Santa Cruz, indicando que la producción actual está en 1,2 millones de metros cúbicos por día, pero que se duplicará la extracción de gas natural con un par de pozos más. El nuevo campo Tacobo producirá 2,4 millones de metros cúbicos por día de gas natural, volumen que se añadiría a partir de octubre. El gas producido en el campo Tacobo se destinaría a completar el volumen contractual exportado a Argentina, puesto que YPFB está liberada de los envíos a los mercados brasileños de Cuiaba y San Pablo. En 2007, el precio del gas boliviano enviado a Argentina aumentó 20% (de US$5 a US$6 el millón de BTU) por las variaciones de precios en los mercados internacionales.

Las inversiones de YPFB, por US$218 millones, se destinan a garantizar el abastecimiento de combustibles al mercado interno, desde la ampliación de las refinerías, la venta al detalle de gas licuado de petróleo (GLP), gasolina, diesel y otros carburantes, hasta la logística para almacenamiento.

Argentina, paliando la crisis energética
2007 terminó con una noticia promisoria: la petrolera Oil S&M encontró petróleo en una perforación de 1500 metros de profundidad bajo el desierto sanjuanino. Aunque el anuncio fue potencial, ya que resta conocer la cantidad de hidrocarburos existentes y si será rentable la explotación comercial, teniendo en cuenta que se trata del pozo más profundo del país (llega hasta los 5000 metros). Tras varias tareas de ensayo, técnicos de la empresa descubrieron flotando junto con agua salada, 60 litros de hidrocarburo.

La realidad de la industria en Argentina parece sombría en el corto plazo. Recientemente, las principales petroleras que operan en el país estimaron que hasta 2010 el nivel de extracción de crudo caerá 23%, hasta los 28,42 millones de metros cúbicos anuales. El panorama del gas, el energético más demandado en el país, es aún menos alentador, dado que se espera una merma de 27% en el mismo período. Sin embargo, los altos precios internacionales llevaron a empresarios locales (muchos procedentes de otros sectores) y empresas extranjeras hacia el negocio local, al menos hasta la aplicación de mayores retenciones por parte del gobierno. Entre las extranjeras, sobresale un puñado de empresas canadienses. Petrolífera Petroleum –una de las firmas con mejor performance, que aumentó exponencialmente su producción en la provincia de Río Negro desde el año 2005–, Petro Andina, Antrim y Gran Tierra. No obstante, esas empresas tienen bajo revisión sus planes de negocios debido a la política de retenciones.

Una de las buenas noticias es el ingreso del grupo Petersen, del empresario Enrique Eskenazi, a YPF (14,9% del capital de la subsidiaria argentina de la petrolera española Repsol). El acuerdo prevé que el grupo podrá ampliar su participación hasta en 25%, con la opción de compraventa de 10,1% adicional.

Eskenazi implementará mecanismos para aumentar la producción y las reservas de petróleo y de gas. También intentará atraer nuevos socios al negocio y aceitar el vínculo con las provincias argentinas, encargadas de renovar las concesiones petroleras de la empresa, que en su mayoría vencen entre 2015 y 2017.

Por su parte, la empresa estatal Enarsa explorará, junto a la compañía estadounidense GTX, para tratar de avanzar en la búsqueda de yacimientos de petróleo en el mar argentino. Un buque sismográfico tendrá como objetivo recolectar datos geológicos que ayuden a determinar si existe petróleo en la plataforma argentina y en el talud continental. El buque relevará unos 16 mil kilómetros cuadrados con el objeto de conocer mejor su geología y saber dónde existen posibilidades de hallar petróleo.

La sismografía se realizará con un equipo 2D que hará un mapa del lecho marino, con posibilidades de obtener datos de hasta 25 kilómetros de profundidad. Los beneficios que se obtengan de la información resultante serán divididos entre Enarsa (51%) y GTX (49%).

Además, otra empresa YPF aseguró que mantiene planes para desembolsar US$200 millones en la perforación de pozos en el mar argentino, con el objetivo de certificar el hallazgo de reservas. La inversión total que YPF sumará junto a sus socios, la brasileña Petrobras, la chilena Enap-Sipetrol y Petrouruguay llegará a los US$400 millones. Los desembolsos se destinarán a trabajos en las cuencas Colorado Marina, frente a las costas de Mar del Plata, del golfo San Jorge (Chubut), Malvinas y Austral, ambas ubicadas mar adentro, a la altura de Tierra del Fuego y Santa Cruz.

Colombia, por un gran salto
La extracción petrolera en Colombia llegaría en 2008 a 550.000 barriles por día, 31.000 más que el año pasado. La frenética actividad en busca de petróleo se tradujo en una cifra histórica de 71 pozos exploratorios perforados en 2007 por parte de empresas de todos los tamaños. Se calcula que para 2008 la inversión en petróleo podría superar los US$7000 millones, pues se espera que este año se pongan en marcha nuevos desarrollos, como la optimización de campos maduros, o la construcción de infraestructura de hidrocarburos como oleoductos o plantas de procesamiento.

Uno de los primeros resultados de 2008 es el hallazgo de crudo en el pozo Tenax-1, perforado por Ecopetrol y localizado en el municipio de Aipe, Huila. La empresa perforó a una profundidad de 3711 metros y arrojó como resultado una producción de 1920 barriles por día de crudo de calidad de 36 grados API. Al perforar el pozo también se encontró gas, cuya producción es de 2,2 millones de pies cúbicos por día.

Por otra parte, Ecopetrol construirá un oleoducto de US$300 millones en los Llanos Orientales, con la canadiense Petro Rubiales. El ducto tendría una capacidad de transporte de unos 170.000 barriles diarios, pero podría extenderse a 280.000 barriles diarios. También protocolizó un acuerdo con PDVSA para importar de Venezuela 137 millones de pies cúbicos diarios de gas natural durante el periodo 2012-2027.

Ecopetrol compró Polipropileno del Caribe (Propilco), lo cual le permite asegurar sinergias mediante el aprovechamiento de las corrientes petroquímicas derivadas del proceso de refinación. Su principal materia prima, el propileno, un subproducto obtenido durante el proceso de refinación del petróleo, es la resina de mayor consumo y más alto crecimiento de la industria de plásticos.

La ampliación de la refinería de Cartagena, que costará cerca de $4 billones y se iniciará este año, le permitirá doblar la producción a Ecopetrol, que pasará de 75.000 barriles de crudo procesados por día a 150.000.

La petrolera norteamericana Occidental comenzó a perforar cinco pozos en el valle superior del Magdalena, cerca de Girardot y de Ricaurte. Los nuevos pozos, ubicados en Cundinamarca, son parte de la estrategia de la empresa de salir de las tradicionales fronteras de Arauca y enfocarse hacia esa clase de prospectos, sobre los cuales hay buen potencial por la cantidad de información geológica con la que se cuenta y cuyos costos de perforación son menores que los del piedemonte llanero. Otra de las ventajas es la facilidad para el acceso a la infraestructura en caso de encontrarse petróleo para sacarlo a través del oleoducto del Alto Magdalena.

Oxy, que tiene una producción de alrededor de 108.000 barriles por día en Colombia, también emprenderá este año la construcción de nuevas instalaciones de producción de Caricare para procesar los crudos que se extraigan de campos al sur de Caño Limón.

El gasoducto Ballenas-Maracaibo, que recibió el nombre de Antonio Ricaurte, es una iniciativa de la empresa Ecopetrol y de la venezolana PDVSA, que invirtieron en el proyecto US$200 millones. La línea de transporte mide 220 kilómetros de largo, 89 de ellos en territorio colombiano, a partir de Ballenas, que queda en la localidad de Manaure, departamento colombiano de La Guajira, a más de 1400 kilómetros al norte de Bogotá. El gasoducto tiene capacidad para transportar 200 millones de metros cúbicos de gas por día.

La unión de los mercados de gas natural venezolano y colombiano debiera ejercer presión al alza en los precios del gas natural en Venezuela. El mercado colombiano, entre tanto, ya está ajustado y en una reciente subasta de gas natural en Bogotá los precios alcanzaron los US$3,70 por millón de BTU. El gas colombiano llegará finalmente a Maracaibo, Venezuela, a cerca de US$3 por millón de BTU.

El año 2008 empezó con una mala noticia para Colombia: Petrobras confirmó que el primer pozo que se perforó en el bloque Tayrona, en el mar Caribe, a 45 kilómetros de distancia de la bahía de Santa Marta, resultó seco de hidrocarburos; en su lugar se encontró un reservorio de agua.

Casi todas las cuencas donde se presume que hay petróleo en Colombia están siendo exploradas, pero la mayor actividad se está desarrollando en los Llanos Orientales, el Putumayo, los valles Alto y Medio del Magdalena, el Catatumbo y más recientemente la cuenca del Caribe.

Ecuador, moderado optimismo
Se invertirán US$200 millones para incrementar la producción en unos 10 mil barriles diarios, provenientes de campos marginales como Eno-Ron, Chananque y Ocano Peña Blanca, que no fueron ofertados en la anterior licitación.

Para otros bloques del sur de la Amazonia ecuatoriana se necesita el pronunciamiento político del presidente Rafael Correa sobre la conveniencia o no de explotar crudo pesado existente en 11 bloques. Si bien las estructuras se encuentran fuera de la zona intangible, las comunidades no quieren que se repitan los problemas ambientales, de biodiversidad y socioambiental que registra la zona norte petrolera del país, de donde se extrae el mayor volumen de crudo. En cuanto a las perspectivas de extracción, se baraja la posibilidad de que este año se alcancen unos 180 mil o 185 mil barriles diarios en la producción de Petroecuador y el Bloque 15, lo que representaría una inversión de US$1500 millones.

La figura de “alianza estratégica” es una pieza clave en los procesos de contratación de la estatal Petroecuador. En casi un año de gobierno se han viabilizado nueve proyectos mediante la figura de alianza estratégica, de los cuales sólo tres entrarán a una licitación internacional. Estos se refieren a las propuestas para la explotación del campo petrolero Ishpingo Tambococha Tiputini (ITT) presentadas el año pasado por las petroleras de Chile, Enap; de China, Sinopec, y de Brasil, Petrobras. El resto se trata de adjudicaciones directas según la figura de alianza. Los más recientes con esta modalidad son: la entrega del almacenamiento y suministro de gas a la Flota Petrolera Ecuatoriana (Flopec), que se concretó a tres días de cerrar 2007, y la conformación de una empresa de economía mixta para la construcción de la nueva refinería, en Manabí.

Ecuador inició el 10 de diciembre la renegociación con City Oriente (EE.UU.), Petrobras (Brasil), Perenco (Francia), Repsol-YPF (España) y Andes Petroleum (China), a las cuales propuso “emigar de contrato de participación al de prestación de servicios”. Esas compañías operan en el país según la modalidad de participación –que les deja hasta 82% del crudo extraído–, por lo que el gobierno planteó el de prestación de servicios, para reconocer el costo de operación y un margen de utilidad, y que todo el petróleo sea de Ecuador.

Ecuador retornó en noviembre a la Opep, dentro de la cual tiene previsto cubrir la cuota de 520.000 b/d fijada por el cártel durante el primer trimestre de 2008. El gobierno de Correa frenó la caída de la producción y logró “un cierto incremento” que continuará en 2008.

Chile, búsqueda de nuevos horizontes energéticos
En noviembre, Chile adjudicó nueve bloques de exploración de hidrocarburos en la Región de Magallanes, al sur del país. Seis de ellos serán operados exclusivamente por las empresas privadas que ganaron dicha licitación, y tres serán desarrollados junto a la petrolera estatal chilena Enap. Inversiones estimadas en US$267 millones –sólo en actividades de exploración– contemplan los proyectos adjudicados a empresas extranjeras.

De los nueve bloques adjudicados, seis serán operados exclusivamente por las empresas o consorcios que resultaron ganadores: Otway (Total S.A.), Tranquilo (IPR-Manas), Russfin (Apache), Brótula, Isla Magdalena y Porvenir (los tres adjudicados a Greymouth). En los tres bloques restantes, las empresas ganadoras participarán en sociedad con Enap: Coirón (Pan American Energy), Caupolicán (Greymouth) y Lenga (Apache).

En el caso de los bloques operados sólo por privados, los parámetros de adjudicación dependían en 80% del programa mínimo de exploración ofertada y en 20% del modelo de retribución ofrecido por las empresas. En el caso de los tres bloques en los que participa Enap con 50% de los derechos, se consideró el aporte que los privados ofrecían a la estatal para cubrir su porcentaje de inversiones.

Las dificultades extractivas que presenta el yacimiento de gas natural que Enap explora en la zona de Lago Mercedes, obligaron a la estatal a solicitar el apoyo de la alemana Wintershall para aplicar allí la tecnología que esta desarrolló a fin de extraer gas en zonas con características complejas, similares a las de Magallanes.

La profundidad y la temperatura a las que se encuentran los recursos, son características que juegan en contra de la extracción, porque hacen que los pozos no operen en forma continua. Con la alta temperatura a 4,3 kilómetros de profundidad, los fluidos se transforman en vapor y en ese estado pueden ser conducidos a cualquier parte. El problema es que a medida que ascienden baja la temperatura y el gas se transforma en aceite, lo que supone un transporte distinto. Se estima que las reservas de Lago Mercedes permitirían satisfacer el consumo residencial y comercial de la XII Región, cercano a un millón de metros cúbicos diarios.

México, Pemex sigue próspera pese a la baja en la producción
Pemex obtuvo en 2007 casi US$38 mil millones por exportaciones de crudo, el mayor ingreso de divisas en la historia de la petrolera, con lo que se consolidó como la empresa más próspera de América Latina, pero también como el mayor contribuyente fiscal de México. Después del gigante petrolero estadounidense Exxon-Mobil, Pemex es la segunda empresa petrolera en el mundo con mayor generación de flujos de efectivo.

La histórica captación por exportaciones de crudo en 2007, se obtuvo pese a que la producción de crudo de la petrolera mexicana disminuyó 174 mil barriles diarios, equivalente a una baja de 5,3% con respecto a 2006. La reducción en la plataforma de producción fue provocada por la declinación prevista del yacimiento de Cantarell, el tercero en importancia del mundo, y a diversos eventos climáticos que afectaron la plataforma de producción.

Halliburton ganó en enero un contrato a tres años, por US$683 millones, con Pemex, para perforar y finalizar 58 pozos en tierra al sur de México. La empresa norteamericana proveerá a Pemex de servicios integrales de perforación que incluyen herramientas, tecnología inalámbrica y personal capacitado.

Pemex proyecta una inversión cercana a $200 mil millones sólo durante 2008. Esas inversiones autorizadas equivaldrán a cuatro quintas partes de los fondos requeridos en promedio para el período 2008-2012. Los proyectos se concentran en la explotación de hidrocarburos, el transporte y el almacenamiento de gas natural, la producción de petrolíferos de mayor calidad, y el incremento de la capacidad productiva de petroquímicos.

Entre los principales proyectos de inversión considerados hasta 2012 destacan las obras en Cantarell, que contempla la perforación de 98 pozos, la construcción de tres estructuras marinas, la adquisición de 27 mil kilómetros cuadrados de sísmica de tercera dimensión y la construcción de 84 kilómetros de oleoductos. Para estas obras se contempla invertir entre US$11.000 y US$14.500 millones.

Por otra parte, la construcción de una nueva refinería para el proceso de crudo pesado con una capacidad de entre 300 y 600 mil barriles diarios, se mantiene como un proyecto tentativo. Todos los proyectos que se espera realizar en Pemex Exploración y Producción, Pemex Gas y Petroquímica Básica, Pemex Petroquímica y Pemex Refinación, están sujetos a la aprobación presupuestal.