El alto precio del petróleo de los últimos tres años disparó la actividad petrolera en la región. Sus más visibles manifestaciones son nuevos proyectos, mayores inversiones, renegociación de términos contractuales, y un marcado interés en aumentar las reservas y en fortalecer la refinación. Estado actual del tema en Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Perú y Venezuela.

El año de desarrollo de los proyectos que nacieron con el incesante impulso de los precios del crudo será 2007. Con la tendencia del crudo a estabilizarse, aunque con algunas caídas en las primeras semanas del año, los países latinoamericanos se abocan a dar mayor protagonismo a los hidrocarburos, en algunos casos mediante las petroleras estatales (Petrobras, Enap, Petroecuador, PDVSA, etc.) y en otro caso con la incursión de players chinos e indios o juniors canadienses.

A las dudas políticas de las compañías se sumarán este año otros factores, como la constante campaña para subir los impuestos a las firmas que operan en estos países y para reformar los contratos energéticos, sobre todo en Bolivia y Venezuela, donde los esfuerzos nacionalizadores han sido más agresivos. El sector privado no ha abandonado realmente Latinoamérica, pero no ha sido tan agresivo en buscar nuevas oportunidades de inversión en la región. Mientras, el creciente nacionalismo ha obligado a consumidores como Brasil y Chile a buscar en los mercados internacionales la respuesta a sus necesidades energéticas. A continuación, la perspectiva de los principales países en 2007.

Brasil
El sector petrolero de Brasil recibirá inversiones por 85.000 millones de reales entre 2007 y 2010. Según datos del Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES), 25% de ese total –unos US$21.300 millones– será destinado a proyectos de empresas privadas extranjeras y nacionales, de los cuales no participa la estatal Petrobras.

El estado brasileño que recibirá la mayor parte de las inversiones será Río de Janeiro, donde según especialistas se invertirán cerca de 85% de los recursos previstos para la exploración y producción de petróleo. Río de Janeiro albergará, además, un nuevo polo petroquímico en la localidad de Itaboraí.

La cuarta petrolera del mundo, la estadounidense Chevron, pretende invertir en Brasil unos US$3.000 millones y producir cerca de 110.000 barriles diarios de petróleo hasta 2015. Otra petrolera estadounidense, Devon, tiene a Brasil como uno de los destinos prioritarios de sus inversiones fuera de Estados Unidos.

Devon Energy, dueña de un campo petrolero en la Cuenca de Campos, en Río de Janeiro, comenzó en diciembre a instalar una plataforma de perforación de pozos que producirá 50.000 barriles de petróleo por día a partir de 2008.

Por su parte, empresarios y ejecutivos del sector prevén inversiones semejantes a las estimadas por el BNDES. Según datos del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP) y de la Organización Nacional de las Industrias del Petróleo (Onip), entre 2007 y 2011 el volumen de inversiones en el país puede llegar a US$100.000 millones. Las inversiones extranjeras en el sector petrolero nacional comenzaron a crecer a partir de 1998, cuando se puso fin al monopolio estatal.

Esto es consecuencia de la nueva etapa para la industria petrolera brasileña con el descubrimiento de crudo liviano, que abre grandes perspectivas para un mayor desarrollo de las actividades de exploración y producción en ese país y la posibilidad del surgimiento de una nueva frontera exploratoria, que ampliará la longevidad de la autosuficiencia de Brasil en la producción de petróleo. Petrobras venció las barreras tecnológicas para llegar a esa nueva frontera geológica marcando un récord. El proyecto, localizado en la Cuenca de Santos, empezará a operar en 2010.

La entrada en operación de la P-34 es importante. Por su parte, en el área de refinación, existe una serie de proyectos vinculados a la calidad de la gasolina y del diesel, de conversión y mejoría de la utilización del gas. La refinación tendrá inversiones directas por 8.907 millones de reales y 965 millones de reales por medio de sociedades de propósito específico en 2007.

En total, las inversiones de Petrobras en Brasil durante 2007 serán de 47 mil millones de reales. Esto representa 22% de los 218 mil millones de reales que la empresa va invertir en los próximos cinco años.

Según las previsiones, en 2011 Brasil tendrá 71 millones de metros cúbicos por día de producción nacional, más importaciones de 30 millones desde Bolivia por Gasbol y 20 millones de gas natural licuado (GNL). Esto significa una oferta de 121 millones de metros cúbicos en Brasil, suponiendo un crecimiento de la demanda de 17,7% al año. Gasbol, colocado en el centro del mercado que más crece, el del sudeste, y el gasoducto Gasene, cuyo final de construcción está previsto para 2008, permitirán conectar Gasbol al nordeste, que tiene demanda creciente. Por lo tanto, en 2009 y 2010 habrá un mercado de gas en Brasil. Y ese mercado necesita remunerar el costo de la molécula y la inversión en transporte. La infraestructura de gas va a costar de US$18 mil millones a US$19 mil millones.

Venezuela
Las inversiones en Venezuela se ralentizarán en 2007 después que el gobierno de Chávez anunciara que tomará participaciones mayoritarias en cuatro proyectos mejoradores de crudo pesado en la Faja del Orinoco, con un valor estimado en US$33.000 millones. Para esto planea construir un mejorador de petróleo con capacidad para convertir 800.000 barriles por día de crudo extrapesado de la faja en convencional, que estará finalizado en 2011.

Parte del crudo mejorado de este complejo se suministrará a una refinería de 200.000 bpd que PDVSA planea construir en Brasil, conjuntamente con Petrobras, mientras que la producción restante irá a otros mercados extranjeros. Petrobras explota un gigantesco yacimiento en la faja, en el campo Carabobo I, con reservas comprobadas de 9.000 millones de barriles de crudo.

Venezuela planea incrementar de forma masiva su producción de crudo impulsando la extracción en la zona del Orinoco. Este país busca reducir sus tradicionales lazos energéticos con Estados Unidos mediante nuevos mercados en Asia y Latinoamérica. PDVSA ha establecido asociaciones con compañías energéticas estatales de países como India, China, Brasil y Argentina para certificar las reservas de dichos bloques.

Con el Proyecto Magna Reserva, las petroleras cuantificarán las reservas existentes en la faja, dividida en 27 bloques. PDVSA estima que para el primer trimestre de 2007 haya 11 taladros operativos a lo largo de la faja. Entre los proyectos más destacados se encuentran la perforación de 18 pozos evaluatorios que se prevén en el bloque Junín 4 de la Faja del Orinoco, donde se estiman cuantificar y certificar 36 mil millones de barriles de crudo, con China National Petroleum Corporation. En el bloque Junín 3, de más de 640 kilómetros en el oriente de Venezuela, participan además la estatal china CNPC, la española Repsol-YPF, la rusa Gazprom, la iraní Petropars y la brasileña Petrobras. La petrolera estatal malasia Petronas también planea unirse a PDVSA para certificar las reservas de crudo del bloque Boyacá 5.

La última petrolera interesada en explotar crudos ultrapesados es la chilena Enap, que a comienzos de año sostuvo contactos con PDVSA para pretratamiento del crudo y luego su refinación en Chile. El interés de Enap es asociarse con la venezolana y no descarta aliarse con socios extranjeros para realizar los trabajos.

Bolivia
Bolivia está en proceso de reformar su Constitución y aumentar el control estatal sobre sus prolíficos campos de gas; compañías como la brasileña Petrobras y la hispano-argentina Repsol YFP se mostraron reacias a asumir nuevos proyectos de relevancia en el país andino.

La capacidad de producción de Bolivia está en torno a los 40 millones de metros cúbicos por día y tiene contratos de venta por 37 millones de metros cúbicos diarios, más 3 o 4 millones para el consumo interno, lo que da casi la capacidad de producción. La estatal boliviana YPFB tiene contrato de 27 millones con Argentina, pero va a necesitar más gas.

La abrupta nacionalización del gas decretada en mayo por el gobierno boliviano supuso un duro golpe para la vecina Brasil, cuya economía depende fuertemente de los recursos de Bolivia. Los dos países llevan adelante desde hace meses arduas negociaciones sobre la propuesta boliviana de incrementar los precios del gas. El primer escenario importante de Petrobras en Bolivia es la explotación y producción, donde las autoridades llegaron a un acuerdo que permite la rentabilidad adecuada frente a las regulaciones del Estado boliviano. Desde el punto de vista de las inversiones realizadas por la estatal brasileña en Bolivia, la rentabilidad es la adecuada.

Petrobras estudia ampliar el gasoducto Brasil-Bolivia para atender las necesidades del mercado brasileño de gas en 2009 o 2010. La estatal brasileña considera que las inversiones futuras en Bolivia precisan ser analizadas por separado. Otro de los temas pendientes para Petrobras en Bolivia es el de las refinerías, que ese país pretende nacionalizar en 51%, y que dependerá de dos elementos fundamentales: el valor de indemnización de las refinerías y las condiciones de operación de las mismas. Petrobras quiere recibir el valor justo de sus activos.

Ecuador
Los objetivos para 2007 en Ecuador incluyen enfrentar la reestructuración de Petroecuador, determinar una nueva ley para la empresa estatal, convocar a nuevas licitaciones petroleras y continuar o no los concursos convocados (campos marginales, repotenciación de la refinería de Esmeraldas, que permitirá aumentar la producción de derivados y disminuir la importación de estos, y la construcción de plantas de almacenamiento de gas en tierra). Sin embargo, el mayor reto será el mantenimiento de la producción de los 175 mil barriles actuales en el caso de la producción directa de Petroproducción, y de los 100 mil barriles en el caso de bloque 15. En este dominio, 2007 pretende ser el año de la estabilización de la producción, que está en franca caída, para luego elevar la producción.

Ecuador, quinto productor petrolero del continente, produce 530 mil barriles de petróleo por día. Cerca de 49% de este volumen es extraído por empresas extranjeras, como la hispano-argentina Repsol YPF, la china Andes Petroleum y la brasileña Petrobras. Pero el futuro de Ecuador en la extracción de petróleo se concentra en la producción de reservas de semipesados y pesados. De los actuales remanentes (por extraer) del país, 44% es menor de 20 grados API. Y el horizonte de desarrollo y producción de los nuevos proyectos de hidrocarburos en los próximos 20 años están en los campos Pungarayacu, Pañacocha e Ishpingo-Tambococha-Tiputiní (ITT). A esto se sumarán los siete campos marginales en licitación.

Sin embargo, en los primeros días del año, el mandatario saliente Alfredo Palacios, mediante decreto ejecutivo delimitó la “zona intangible” de 758.051 hectáreas reservadas para la caza y pesca del pueblo huaorani y otros pueblos autóctonos.

Varias empresas petroleras verán reducidas sus áreas de explotación en Ecuador debido al establecimiento de esa zona. La mayor reducción, de 47%, corresponde al bloque 17 operado por la compañía china Andes Petroleum, cuya zona concesionada bajará de 119.817 a 56.312 hectáreas. Otras compañías afectadas serán Repsol YPF, Petrobras y Petroecuador.

Perú
Perú vive tiempos prolíficos en cuanto a exploración petrolera. El desarrollo comercial del Lote 67, en la cuenca de Marañón, que será operado por la estadounidense Barrett Resources, permitirá a Perú convertirse en exportador neto de petróleo dentro de tres años. La producción peruana de petróleo asciende a 120 mil barriles por día y la demanda interna llega hasta los 150 mil barriles diarios; sin embargo, con la explotación del Lote 67 (Loreto, cerca de la frontera con Ecuador) producirá hasta 220 mil barriles de petróleo.

Para el desarrollo del Lote 67, la primera fase consistirá en una extensa campaña de adquisición de sísmica 3D con el fin de ubicar la locación más ventajosa para la instalación de las plataformas de perforación. Con el fin de minimizar el impacto ambiental en la selva, se podrán perforar hasta cinco pozos, uno vertical y cuatro direccionales, desde cada plataforma de perforación.

La construcción de un oleoducto de 16 pulgadas hacia el Lote 67, permitirá aprovechar las reservas halladas el año pasado por Repsol YPF en el Lote 39. Así mismo, abre la posibilidad de que yacimientos ecuatorianos como Ishpingo-Tambococha-Tiputiní (ITT), ubicado cerca de la frontera con Perú, aprovechen esta infraestructura para sacar petróleo, también pesado, a la costa del Pacífico.

Barrett Resources explorará y explotará con Perú-Petro en el Lote 125, entre los departamentos de San Martín y Amazonas en la selva norte, con una inversión estimada de US$45 millones. Además, la empresa peruana también suscribió un segundo contrato por el Lote 116, ubicado entre los departamentos de Loreto y Amazonas, con la empresa Hocol Perú donde se estima una inversión de US432 millones. Un tercer contrato fue suscrito con la canadiense Gran Tierra Energy por el Lote 128, que se encuentra en Loreto, con una inversión estimada de US$33 millones.

Además, la petrolera estatal colombiana Ecopetrol planea invertir US$5 millones en 2007 para buscar crudo en las selvas de Perú, en sociedad con una empresa que ya opera esa zona. Desde hace ocho meses Ecopetrol evalúa las posibilidades de un lote, ubicado en la cuenca del Marañón, muy cercano a la frontera con Colombia; de concretarse, la petrolera colombiana invertiría US$5 millones en el primer año.

Por su parte, la argentina Pluspetrol anunció que prevé invertir en 2007 entre US$190 y US$200 millones en la selva norte de Perú, principalmente en un plan ambiental luego que nativos de la zona bloquearon en octubre por casi dos semanas sus pozos petroleros.

En el sector petroquímico, Petroperú y Petrobras instalarán un complejo en el puerto de Matarani (Arequipa), en el sur de Perú, lo que demandará una inversión de US$300 millones. Petroperú actuará como articulador del proyecto.

Argentina
Los principales yacimientos petroleros de Argentina están maduros y es necesario invertir fuertes sumas de dinero para ampliar la producción. Se destinarán US$4.600 millones para el período 2007/2009 en exploración y producción. Las inversiones vendrán acompañadas de una ley –aprobada por el Congreso argentino a finales del año pasado–, que premia a las empresas que exploren nuevas reservas de petróleo y gas, con una batería de incentivos que durarán de 10 a 15 años, e incluye la devolución anticipada del Impuesto al Valor Agregado (IVA), extensión de varios tributos e importación de maquinaria libre de impuestos.

La hispano-argentina Repsol YPF, con casi 40% de producción de crudo y 30% de gas, explorará en Mendoza (US$910 millones), Neuquén (US$1.400 millones), Chubut (US$600 millones) y Santa Cruz (US$1.100 millones). El objetivo del plan es incorporar mayores reservas y aumentar la producción de hidrocarburos en la región. Este incremento se haría efectivo a partir de la reinterpretación de cuencas y la incorporación de nuevas áreas de exploración en frontera, tanto en costas como en aguas profundas. Uno de los objetivos de Repsol YPF es incrementar el recobro de las inversiones en recuperaciones secundarias, para aumentar las reservas recuperables de petróleo.

Con una inversión global de US$2.500 millones para el próximo lustro, la brasileña Petrobras, Repsol YPF y la uruguaya Petrouruguay, asociada con Enarsa, empezarán a explorar el próximo año en el mar Argentino, en busca de reservas de hidrocarburos. Las exploraciones “de alto riesgo” se realizan en la cuenca Colorado Marina, ubicada a más de 200 kilómetros de las costas argentinas sobre el Atlántico sur, una zona en la que el mar alcanza una profundidad máxima de 1.500 metros.

Otro participante en el mercado argentino será Enap Sipetrol, subsidiaria de la estatal chilena que actualmente concentra sus actividades off shore con Repsol YPF y en la exploración en tierra de dos yacimientos de petróleo en las cuencas Austral y San Jorge. De los 9 millones de barriles que Sipetrol espera producir este año, Argentina aportará cerca de 4 millones de barriles, representando cerca de 30% de los ingresos de la filial internacional. No obstante, esta relevancia ha ido decayendo en la medida en que en este país faltan los incentivos económicos para volver a invertir en exploración.

Colombia
Colombia enfrenta una carrera contra el reloj para descubrir nuevas reservas de petróleo que permitan alejar el riesgo de perder la autosuficiencia energética. Para ello ha flexibilizado su régimen petrolero y aumentado la seguridad con el fin de atraer a las empresas multinacionales.

Ecopetrol, autorizada por el gobierno para vender 20% de acciones, dispondrá en el presente año de inversiones por US$2.066 millones. De esa cifra, US$1.600 millones serán invertidos en exploración y en producción en la búsqueda de hidrocarburos.

Finalmente, Ecopetrol irá sola en la explotación de crudos pesados del campo Castilla, el mayor productor de esta calidad de hidrocarburo, y de la Formación San Fernando, en la región de los Llanos Orientales, donde la colombiana invertirá US$700 millones. Esta suma corresponderá al período 2007-2009 en facilidades de producción y procesamiento de crudo, así como en la ampliación y adecuación de los sistemas de transporte.

La intención es incrementar en 50% su producción durante los próximos tres años, desde los 60.000 barriles por día que produce hoy, hasta 90.000 barriles por día en 2009. El proyecto de crudos pesados de Ecopetrol le apunta a que en el año 2009 la producción de este tipo de petróleo ascienda a 160.000 barriles por día.

Para el mejoramiento del crudo pesado, Ecopetrol realizará durante 2007 los estudios tendientes a evaluar diferentes posibilidades para la construcción de una planta de procesamiento que transformará este crudo en uno más liviano, con mayor valor de mercado y la posibilidad de obtener mayores y mejores calidades de productos refinados.

Petrobras anticipa encontrar en la cuenca de los Llanos hasta 700 millones de barriles de petróleo en el bloque Tierra Negra. Este bloque se encuentra en el Departamento de Casanare, región donde están las mayores reservas de petróleo del país: Cusiana-Cupiagua, operadas por el gigante británico British Petroleum y cuyas reservas en el momento del descubrimiento fueron calculadas entre 1,1 y 1,3 miles de millones de barriles. Tierra Negra es un gran prospecto y muestra de ello es que Petrobras se asoció con la multinacional danesa Maersk Oil mediante la compra de 40% de participación del contrato de esta área.

Cabe destacar que en Colombia la mayoría de los pozos son pequeños, con 40 millones de barriles en promedio, pero se espera que Tierra Negra sea un gran hallazgo, de aquellos que sólo aparecen en el país, en promedio, cada diez años.

Desde 2005, Ecopetrol, con la norteamericana ExxonMobil y la brasileña Petrobras, exploran en aguas profundas del Caribe colombiano, en el bloque Tayrona, un área de más de 4,4 millones de hectáreas que, según la empresa brasileña, tiene la posibilidad de grandes descubrimientos y donde la primera perforación se llevará a cabo a finales de 2007.

Chile
En Chile, el protagonismo lo sigue asumiendo la Empresa Nacional de Petróleo (Enap), que anunció un ambicioso plan de negocios para el período 2007-2011, que considera inversiones por US$4.500 millones y que piensa concretar en conjunto con socios privados. La finalidad es mantener el liderazgo en el mercado chileno, alcanzando un crecimiento sostenido de reservas y producción de petróleo y gas y ganar sinergias mediante el desarrollo de alianzas.

Entre los principales proyectos en Chile figura la terminal de regasificación de GNL que la petrolera impulsa junto con Endesa y Metrogas en Quintero (V Región). En enero comenzó la construcción de la planta y a finales de 2008 estará disponible el GNL, antes de lo previsto inicialmente.

En el año que comienza, el gobierno chileno, por medio del Ministerio de Minería y Energía lanzará el proceso de licitación internacional, con el cual espera entregar a petroleras extranjeras la exploración de gas y petróleo de al menos 7 bloques identificados en Magallanes (XII Región). También informará sobre el nivel de reservas probadas y probables del hidrocarburo en la Región de Magallanes. El cronograma apunta a tener listas las bases durante enero o febrero, para luego dirigirlas a la Contraloría y finalmente llamar a esta licitación internacional antes que culmine el primer semestre de 2007.

Hasta el momento, dos empresas internacionales han suscrito Contratos Especiales de Operación (CEOP) con el Estado chileno para la exploración de gas y petróleo. Se trata de la canadiense March, que se adjudicó algunos bloques en la I Región, en la localidad de Pica, para la búsqueda de gas natural, a la que se suma la estadounidense Layne, que explorará la existencia de gas metano a partir del carbón en la provincia de Arauco.