LATINOAMÉRICA : INVERSIONES Y RIESGOS

20.09.2012

 

Por DANIEL BARNEDA

Las barreras para las inversiones en la región hoy están dadas por las altas tasas tributarias, costosos esquemas regulatorios, incertidumbre sobre regulaciones ambientales, problemas de seguridad jurídica e interpretaciones negativas con respecto a las usuales reglas de juego que predominan en el sector petrolero y la ola de expropiaciones.  Los casos de Argentina, Bolivia, Paraguay y Uruguay.

 

La Agencia Internacional de Energía estima que en los próximos 25 años será necesaria una inversión de cerca de U$S 2 trillones sólo en América Latina para mantener la oferta de energía necesaria para atender las proyecciones de crecimiento del PIB, lo cual representa unos U$S 80.000 millones por año. De este total el área de exploración y producción de petróleo y gas va a consumir 75% aproximadamente. Si este nivel de precios ( U$S 125 el barril) no afecta la demanda y la economía mundial continúa su curso de crecimiento, podríamos tener un escenario de un verdadero boom en la industria de energía.

Sin embargo, según Milton Costa Filho, presidente de la Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en América Latina y el Caribe, (Arpel), hoy uno de los impedimentos a nivel regional para mejorar la producción es que hace falta integración energética. Esto podría solucionarse, por ejemplo, a través de la construcción de oleoductos y terminales. América Latina es la segunda región más grande en cuanto a sus reservas de petróleo y aunque no es fuerte en gas natural, posee un cuarto de las reservas mundiales de hidrocarburos no convencionales. Sudamérica y África, además de Rusia, son los continentes y el país que tienen un gran potencial en reservorios no convencionales. En América Latina, Argentina tendría 6.037 TCF, Brasil 3.550 TCF, Perú 2.398 TCF y Bolivia 1.513 TCF. La producción de petróleo en América Latina prácticamente se ha mantenido estable en diez millones de barriles diarios, con un aumento creciente de la demanda, que hace que cada vez se disminuya más la brecha y se requieran más inversiones. Mientras que México y Venezuela bajaron su producción, hay otros países como Colombia y Perú que la están incrementando. Si no disminuimos esa brecha, en unos dos o tres años vamos a tener que importar petróleo. Por ahora, América Latina está importando Gas Natural Licuado, a través de plantas de regasificación.

El contexto político ha cambiado en la región. En America Latina se consolida la nacionalización del petróleo y la ola de expropriaciones.  Cuando en abril pasado anunció la expropiación del 51% de las acciones de Repsol en YPF, la presidenta de Argentina, Cristina Fernández argumentó que la situación argentina era una rareza: “En América Latina, somos el único país que no maneja su petrolera”, afirmó.Bolivia, Ecuador, Venezuela y Argentina encabezan la lista.

En  América del Sur no son pocos los países que buscan promocionar áreas y conseguir capital de riesgo. Su éxito dependerá de los riesgos geológicos y del nivel de renta que se pretende obtener. Uruguay, Bolivia, Colombia, Ecuador y Perú se encuentran en este proceso en este 2012. Los capitales desembarcarán donde existan las mejores condiciones.

 

Argentina: expectativas por el shale gas

La presidenta Cristina Fernández de Kirchner anunció recientemente que el precio de gas en boca de pozo para el suministro de GNC subirá de 15 a 60 centavos el metro cúbico, un 300%. El ajuste les reportará 900 millones de pesos a las petroleras y 119 millones a las provincias hidrocarburíferas en concepto de regalías, una buena noticia para las productoras. En el Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos, organizado en agosto último por el IAPG y ARPEL, el ingeniero Daniel Cameron, Secretario de Energía de la Nación, dijo que los más reconocidos estudios internacionales ubican a la Argentina entre los tres países con mayor potencial de desarrollo de hidrocarburos no convencionales. “Nos ponen por delante 700 millones de pies cúbicos, una cifra que ni siquiera podemos imaginar, si la comparamos con los 15 millones que poseemos en reservas probadas. Si sólo alcanzáramos a producir el 10 por ciento de ese potencial, significa que estaríamos ante un gran desafío”. El secretario agregó, además que “el programa Gas Plus que iniciamos en 2008 tiene 76 proyectos presentados, 6 aprobados, 38 ya ejecutados y todo esto nos lleva a adicionar reservas por casi 120 mil millones de metros cúbicos. Y el objetivo central en estos momentos son los no convencionales. Estamos ante una masa de recursos técnicamente importante. Dos factores intervienen en la producción de hidrocarburos: las inversiones y el riesgo. Y la perforación es el tema excluyente. Estamos entrando en la línea de otros países sudamericanos, conformando una región superavitaria en materia de hidrocarburos".

La nueva conducción de YPF, bajo control del Estado, inauguró su gestión lanzando un ambicioso plan de inversiones que promete revertir, a lo largo de los próximos cinco años, el proceso de declinación que sufrió la producción de hidrocarburos a partir de 1999. La producción de petróleo y gas ha venido declinando a un promedio del seis por ciento anual desde el 2000 en adelante, Miguel Gallucio, Ceo de YPF, prometió un aumento del 6 por ciento anual hasta 2017.

El relanzamiento del plan de exploración contempla la perforación de 50 pozos por año, duplicando la actividad actual. El plan prevé una cobertura integral de cuencas, las que están productivas y las nuevas, en el continente y off-shore. El denominado plan de “alto impacto” para revertir la declinación demandaría una inversión de 3500 millones de dólares para este año. El de crecimiento para los próximos cinco años, unos 7000 millones de dólares anuales. Según la previsión, estos recursos (38.500 millones de dólares) serán “mayoritariamente financiados con flujo propio proveniente de las operaciones” de la empresa.

No obstante, la atracción de capitales extranjeros parece ser el gran Talón de Aquiles del nuevo modelo YPF. Muchos se ilusionan con la formación geológica denominada Vaca Muerta, principalmente en la superficie de Neuquén, donde según aseguran se encontraría la tercera reserva de recursos hidrocarburíferos no convencionales más grande del planeta de acuerdo con cálculos del Departamento de Estado de los Estados Unidos. Allí habría 23.000 millones de barriles equivalentes de petróleo. Para su desarrollo se requieren inversiones por U$S 25.000 millones en los próximos cinco años. Sólo algunas empresas pueden movilizar esas cifras. Entre ellas, las norteamericanas Exxon y Chevron, la francesa Total, la rusa Gazprom y las chinas Sinopec y CNOCC. En los últimos meses de manera directa o indirecta, todas le hicieron llegar al Gobierno cinco exigencias básicas y no negociables: Liberar los precios de la nueva producción, tanto de gas como de petróleo, para llevarlos a valores internacionales; capacidad para operar sin inconvenientes ni demoras en el mercado de divisas; disponer libremente de las utilidades; acceso irrestricto a equipamiento y tecnología importada; estabilidad fiscal comprometida por ley; y concesiones de al menos 30 años.La perforación de un pozo horizontal en Vaca Muerta ronda, en promedio, los 10 millones de dólares. El desarrollo de los campos de shale oil exigirá, a su vez, revisar la variable temporal de los contratos de explotación vigentes en la Argentina, que prevé una duración de 25 años. En opinión de los especialistas los contratos para desarrollar Vaca Muerta deberían contar con alrededor de 40 años de vigencia.

Aun cuando YPF concrete su plan quinquenal la Argentina deberá seguir importando energía.  El plan de inversiones 2013-2017 prevé un incremento de la producción hidrocarburífera de 55 MBOE’s. Pero las importaciones energéticas de 2012 podrían superar los 90 MBOE’s.

 
 

YPFB: más críticas que elogios

A seis años del proceso de nacionalización de los hidrocarburos, la gestión de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) es calificada como “pobre” e “insatisfactoria”, porque no existen resultados tangibles producto de las inversiones realizadas y los proyectos ejecutados, sólo “propaganda millonaria” en los medios de comunicación sobre planes que son percibidos únicamente como “buenas intenciones”, según los analistas y expertos en hidrocarburos Álvaro Ríos y Hugo del Granado.
Señalan por ejemplo que no existen reservas descubiertas por YPFB en los últimos seis años, que las proyectadas plantas de urea y amoniaco son “elefantes blancos” que no interesan a los inversionistas y que la política de nacionalización no ha sido más que militarizar algunos campos”.
“Lo único que se puede elogiar de YPFB es haber firmado el contrato de compra y venta de gas con la Argentina, que no es un proyecto, sino un contrato; porque no le conozco otro proyecto que haya realizado con inversión significativa para el país”, dicen y añaden que las grandes inversiones las están realizando Repsol (de España), Petrobras (de Brasil) o Total (de Francia), no así YPFB.Desde el 28 de julio, Argentina ya comenzó a demandar más volúmenes de gas natural en cumplimiento al contrato adicional de compra-venta del energético suscrito el 18 de este mes. Contrariamente, Brasil ha bajado sus requerimientos debido a una menor demanda. Datos de YPFB Transporte indican que desde el 28 de julio el volumen del energético enviado al vecino país es de 16,3 millones de metros cúbicos día (MMmcd), cantidad prevista como “máxima” para este año en el denominado “contrato interrumpible de compra-venta de gas natural” por volúmenes adicionales suscrito entre las estatales YPFB y Enarsa.
En esa misma fecha, la exportación del energético a Brasil fue de 22,7 MMmcd pese a que el tope de entrega del energético es de 30 MMmcd hasta 2019. El contrato suscrito entre YPFB y Enarsa establece para este año (computable a partir del 1 de mayo) un volumen máximo de 13,6 MMmcd y un mínimo de 11,6 MMmcd.
A diferencia de Brasil, Argentina paga un mejor precio por el gas natural que importa desde Bolivia. La diferencia es de más de un dólar por millón de BTU (unidad térmica británica). Al primer trimestre de este año, Argentina pagó $us 10,62 por millón de BTU.El “contrato interrumpible de compra-venta de gas natural” suscrito entre YPFB y Enarsa es por 15 años, hasta el 31 de diciembre de 2026. Ambas petroleras aún no han definido los volúmenes adicionales a partir de 2014.

Tal parece las metas corporativas orientadas en términos de producción están muy alejadas de las fijadas en el Plan Operativo 2007-2015. Así, la producción de crudo, gasolina natural y condensado al primer trimestre de 2012 fue de 45.190 barriles de petróleo día (BPD), muy distante de la meta corporativa de 100.000 BPD fijada para 2015.
Según datos aportados por YPFB  entre 2006 y 2011 la producción promedio de gas natural en Bolivia se incrementó solamente en 0,8 millones de metros cúbicos por año, ese incremento que bien podría tacharse de simbólico refleja claramente la falta de inversiones en actividades exploratorias que permitan descubrir, reponer e incrementar las reservas probadas de gas natural en Bolivia.
La producción promedio del año 2006 alcanzó 40,20 millones de metros cúbicos por día (MCD) y en 2011 llegó a 45,07 millones de MCD. Cabe recordar que la Ley de Hidrocarburos vigente fue promulgada en 2005, en el marco de una Constitución Política del Estado (CPE) que ya no está vigente. Así, la falta de una “nueva” Ley de Hidrocarburos compatible con la “nueva” CPE y un marco regulatorio coherente y atractivo son los principales factores que frenan la llegada de inversiones para el sector hidrocarburífero boliviano. Este año la producción rondará los 54 millones de MCD lo que generará una renta petrolera superior a los U$S 2.000 millones para el Estado boliviano.

 

Paraguay:  desembarco de Dahava Petróleos

Entre los anuncios de inversión más importantes en Paraguay se destaca la empresa norteamericana Dahava Petróleos que desembarca  con la intención de convertirse en una fuerza importante en la exploración y explotación de petróleo y gas en el país, para lo cual proyecta invertir unos USD 300 millones en los próximos cinco años. Para alcanzar su objetivo adquirió previamente por USD 40 millones los derechos de Aurora Petróleos SA, Boreal Petróleos SA y CDS Energy SA, con las que conforma ahora una sola entidad, con vastas áreas de exploración de petróleo y gas en Paraguay bajo la experiencia internacional de Dahava. Durante el 2012, la compañía tiene previsto completar el programa de sísmica e iniciar la perforación de una serie de objetivos claves que ya ha identificado. La compañía está negociando contratos para traer dos plataformas para operar en sus zonas.  Cabe señalar que la cuenca del Paraná es una de las áreas más prometedoras y poco exploradas, con el potencial suficiente para la producción de petróleo. Informes de expertos independientes realizados sobre estudios previamente concluidos del potencial de petróleo y gas en las áreas de los contratos de Dahava Petróleos, muestran la probabilidad de que al menos 350 millones de barriles de petróleo y 1 TCF (medida equivalente a 304.800 millones de metros cúbicos) pueden ser extraídos, con potencial de crecimiento.
"Este emprendimiento es algo inédito aquí en Paraguay; nunca se hizo algo tan completo, teniendo los equipos y maquinarias para hacer la perforación, así como la inversión necesaria. Están dadas todas las condiciones", confían los expertos.Ante la iniciativa surgida del Poder Ejecutivo para impulsar una ley que rija la política energética del país, algunos sectores en Paraguay opinan que ésta resulta innecesaria teniendo en cuenta que actualmente la elaboración de dicha política es atribución del Viceministerio de Minas y Energía. Opinan que la política energética es responsabilidad del Gobierno, el cual debe crear las condiciones que posibiliten la buena gestión del sector e implementar la planificación y las acciones que faciliten el uso eficiente y eficaz de los recursos, sin necesidad de recurrir a una nueva legislación. Aseguran que la política energética tendría que ocuparse de temas que se refieren a asuntos como: la naturaleza de la competencia que deberá prevalecer en el sector energético, el funcionamiento de los mecanismos de formación de precios, la regulación de los mercados de energía, las estrategias para mejorar el desempeño de las empresas estatales, el papel de la inversión privada en este sector y la seguridad y confiabilidad de suministros.

 

Uruguay : US$ 1.562 millones en E&P

Cuatro petroleras de primer nivel mundial invertirán en Uruguay US$ 1.562 millones en un plazo de tres años, para buscar yacimientos de hidrocarburos en la plataforma continental frente a Rocha y Maldonado. De esta manera, ANCAP cerró  la Ronda Uruguay II que licitó 15 bloques del mar territorial, para los cuales recibió 19 propuestas de nueve compañías.  Las empresas ganadoras de la licitación, con las cuales se firmarán contratos por 30 años, fueron: las británicas British Petroleum y British Gas, la francesa Total, y la irlandesa Tullow Oil. Además de trabajos de sísmica en 3D y 2D, y otros estudios técnicos, la compañía francesa se destacó en su oferta al proponer realizar un pozo exploratorio.
Las empresas ganadoras realizarán trabajos de exploración en las tres cuencas petrolíferas uruguayas conocidas como Oriental del Plata, Punta del Este y Pelotas. En esta etapa, todas las inversiones serán a riesgo de los privados.
La duración de los contratos, que se firmarán antes de setiembre, serán por un plazo de 30 años con una posible extensión a 10 más. El período de exploración se extenderá por ocho años y los restantes 22, si se encuentran hidrocarburos, serán de producción.
Entretanto, ungrupo de empresarios de los Emiratos Árabes Unidos está considerando invertir US$1.000 millones en una refinería ubicada en la localidad costera de Uruguay La Paloma -el mayor puerto de aguas profundas de la región. Los estudios de factibilidad estarán listos en septiembre. La inversión extranjera directa crecerá en toda América latina. Y Uruguay es uno de los países preferidos para hacer negocios. Las empresas constatan que en el país se respetan las reglas de juego y se ofrecen garantías para desarrollar inversiones.