Las compañías petroleras que operan en
el país, bajo contratos de operación con el Estado, comenzarán a producir al menos
2.000 barriles adicionales de petróleo o crudo pesado (gravedad ≤ 55° API y/o
una relación Gas/Petróleo ≤ 3500 p3/Bbl) desde el 2013, afirma el ministro de
Hidrocarburos y Energía, Juan José Sosa en una entrevista concedida a la
revista “Yacimientos”.
Destaca que el incentivo fiscal aprobado
por el gobierno en abril pasado comienza a despertar interés. “Las empresas
Titulares de los Contratos de Operación ya han presentado los planes de
desarrollo para el 2013 en los que incluyen nuevas alternativas para mejorar la
producción de líquidos (petróleo) considerando el nuevo precio”.
Repsol E&P Bolivia SA, YPFB Andina,
PESA y MATPETROL presentaron a YPFB su programa de actividades en el que
proponen incrementar su producción de petróleo a partir del 2013 en función al
decreto en referencia.
El incentivo a la exploración y
producción de petróleo a través de la extensión de Notas de Crédito Fiscal
(NOCRES) emitidas por el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas y
equivalente a $us 30 por barril, fue explicado a las compañías petroleras que
trabajan en Bolivia.
En el marco de esta normativa vigente,
los operadores de los campos petrolíferos existentes, presentaron a YPFB la
actualización de sus Planes de Desarrollo (PDD) o Planes Quinquenales (PQ), en
los que se incluyen las alternativas de inversión para incrementar, mantener la
producción, o disminuir la declinación natural de su producción actual. Existen
plazos para que las compañías adecúen sus Programas de Trabajo y Presupuesto
(PTP) de acuerdo a los PDD o PQ aprobados por YPFB, considerando este nuevo
beneficio.
Repsol presentó un Plan de Desarrollo
que incluye la perforación de pozos para incrementar el factor de recuperación.
Propone realizar inversiones en el Campo Surubí Noroeste (NO) para la
perforación del pozo SRB‐NO‐05, destinando recursos para la perforación de los
pozos SRB‐BB‐A y SRB‐BB‐B en el campo Surubí BB. Repsol programó inversiones
para la perforación del pozo SRB ‐ A (ST) en el campo Surubí, al igual que
tareas de intervención en los pozos PLM ‐ HZ1 y PLM ‐ A7H en el campo Paloma.
Asimismo, se registra un avance
importante en la evaluación de reservas remanentes de líquidos en los campos
Camiri, Monteagudo y Tatarenda. Los programas preliminares de reactivación
comprenden perforación de pozos en el flanco occidental de la serranía Sararenda
y, según la evaluación de YPFB, están dirigidos a objetivos de areniscas no
probadas en la primera fase de explotación. En el campo Monteagudo se planifica
actividades sin equipo para optimizar la producción de líquidos.
Presentó, además, planes conceptuales
con diferentes escenarios para los campos Camiri, Guairuy, Boquerón y La
Peña-Tundy. De la misma manera, propone desarrollar actividades de intervención
en los pozos LPS‐X3 y ARN ‐ X1 en el campo Arroyo Negro ‐ Los Penocos.
Petrobras Argentina (PESA) también
presentó un plan de inversiones que contemplan proyectos de intervención de
pozos, con el fin de incrementar la producción de líquidos en los Campos
Colpa-Caranda. A este efecto, destinará
recursos en el campo Colpa para actividades de intervención en los pozos CLP‐9,
CLP‐38, CLP‐24 y CLP‐59 para el período 2013. En este mismo campo, se planean
desarrollar las mismas actividades en los pozos CLP‐25 y CLP‐49 en 2014 y CLP‐4
y CLP‐57 en 2015.
Esta operadora destinará inversiones en
actividades de intervención en los pozos CAR‐61 (2013) y CAR‐1002 (2016) en el
campo Caranda. En el campo Tatarenda, esta empresa operadora aplica diferentes
sistemas de elevación artificial para optimizar la producción de petróleo.
Matpetrol realizará entre 2012 y 2015
actividades de perforación en los pozos TTR‐1001 y TTR‐1002, además de tareas
de profundización en TTR‐4. Tiene previsto, en lo que resta del año, efectuar un
sidetrack en el pozo TTR-33.
Asimismo, YPFB diseña un Plan de
Desarrollo para explotar los niveles someros del Campo San Alberto. “Estamos
proponiendo la perforación de pozos someros en el campo San Alberto, ahí
tenemos otros 1.000 barriles”, explica Sosa.
Del 4 al 8 de junio, el DS 1202 fue
explicado a las petroleras para que éstas conozcan los alcances del decreto de
incentivos a la producción de campos petrolíferos y campos gasíferos marginales
y/o pequeños, que básicamente persigue
la inversión en la exploración y explotación de campos petroleros con
crudo de gravedad menor o igual a 55ºAPI.
Este decreto tuvo buena acogida en las
empresas con Contratos de Operación y se verá reflejado en mayor inversión y
actividades que incrementen la producción de crudo pesado en el segundo
semestre de 2012 y en los años siguientes.
El incentivo vigente a la producción y
exploración de petróleo extensible a las empresas de YPFB y las compañías
operadoras privadas, beneficiará a los 19 campos petrolíferos existentes, a los
nuevos proyectos exploratorios en el norte de La Paz y el resto del país, y
únicamente a la producción de petróleo de algunos campos gasíferos.
El beneficio no es aplicable a la
producción de condensado asociado a la producción de gas natural para lo cual
dicha norma establece los aspectos técnicos que un campo debe cumplir para ser
beneficiario de dicho incentivo.
Están sujetos a la aplicación de las
disposiciones establecidas en el Decreto, las personas jurídicas, nacionales o
extranjeras, que realizan actividades de exploración y explotación de
hidrocarburos en las formas establecidas en el ordenamiento jurídico vigente,
así como también YPFB, en caso de que explote hidrocarburos por sí misma.
“Estamos respondiendo a las empresas
sobre sus propuestas, pero si no nos presentan nada donde haya incremento de
producción de crudo, les devolveremos sus PDD/Planes Quinquenales para que
incluyan el incremento de producción de crudo para el 2013”, advierte el
ministro Sosa.
La producción adicional de un barril de
petróleo en el país genera ingresos económicos correspondientes por las
actividades del upstream (exploración y explotación) y del downstream
(comercialización, transporte, almacenaje), deduciendo además beneficios
adicionales para el Tesoro, gobernaciones, municipios y universidades en todo
el país.
Asimismo, el Tesoro se beneficiará ya
que al importar menores volúmenes de diesel oil y gasolina, habrá un ahorro de
recursos que debieran ser destinados a la subvención de estos productos por el
concepto de importación. “Desde el punto de vista petrolero las condiciones no
cambian de un día para el otro porque hay todo un proceso que contempla la
perforación de nuevos pozos, el reacondicionamiento y la producción asistida,
eso toma su tiempo”, explica Sosa al refutar la crítica prematura e irreflexiva.
El incentivo. La retribución al
productor de petróleo por barril se calcula sobre la base de 31,16 (precio de
venta del petróleo en el mercado interno de 27,11 $us/ bbl más IVA), pero a
este precio de referencia se deduce el IVA de $us 4,06, la tarifa de transporte
de $us 2,48; más el pago del IDH y las regalías de $us 14,34, con lo que el
productor se queda con 10.29 $us/bbl. A esto se debe considerar que de los 19
campos en los que producen petróleo, la mayoría tienen costos de producción muy
altos, mucho mayores a la retribución antes mencionada.
“Los productores de petróleo recibirán
40,29 dólares: 30 bajo el incentivo de notas de crédito y 10,29 en efectivo,
que es el precio de referencia. Este monto tiene que constituirse en impulsor
fundamental para aumentar la producción de petróleo crudo que deviene de campos
viejos o maduros”, pondera Sosa.
El incentivo a la producción de petróleo
se aplica por fuera de la cadena de valor del petróleo y no afecta, bajo
ninguna circunstancia, al precio del barril, que se mantiene congelado en $us
27,11 dólares y los precios al consumidor final (de gasolina, de diesel y fuel
oil) que, de igual manera se mantienen congelados en sus niveles actuales.
Con la aplicación del incentivo de $us
30 en NOCRES a los productores de petróleo, YPFB espera obtener un incremento a
la producción en los campos en operación, la formalización de nuevos prospectos
exploratorios petrolíferos y la obtención de crudo adicional en los campos de
gas natural en niveles someros.
Procedimiento. Entre los procedimientos
para la aplicación de esta normativa se señala que el Titular de los Campos
Petrolíferos existentes en actual explotación o los que se encuentren cerrados,
que no cuenten con un PDD inicial o un PDD, deberán presentar el Plan
Quinquenal de Inversión, en el que se incluirá las alternativas de actividades,
inversiones y un perfil de producción que contemple escenarios con y sin
incentivo a la producción de petróleo.
“Los Planes de Desarrollo actualizados
así como los Planes Quinquenales de Inversión deberán ser aprobados por YPFB en
un plazo no mayor a 60 días calendario desde la fecha de recepción (…) De
acuerdo a los PTP modificados y aprobados por YPFB conforme a lo establecido,
el Titular en un plazo no mayor a 30 días calendarios de la notificación con la
aprobación, deberá iniciar las actividades para incrementar, mantener la
producción o atenuar la declinación natural de su curva de producción, de lo
contrario se procederá conforme a lo establecido en el contrato
correspondiente”, explica Sosa.
Esta estrategia permite contrarrestar la
franca declinación natural de los campos petroleros para generar condiciones
óptimas y mantener la producción en algunos casos y en otros buscar un
incremento.
Desde hace una década no existen nuevos
descubrimientos de líquidos en el país y YPFB tiene que duplicar esfuerzos para
importar volúmenes de diésel. “Nuestros campos están en declinación y muchas
empresas no demostraron interés de seguir operando porque –consideran ellas-
que es mucho el gasto que están haciendo en extraer ese petróleo y el precio
que reciben es muy bajo, comparado esto con el precio del WTI que es precio
internacional para el petróleo. Entonces se pensó dar un incentivo pero con la
finalidad de mejorar la producción de líquidos”, comenta el ministro Sosa.