Economía

Petroleras producirán 2.000 barriles de crudo en 2013

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.  

La Razón Digital / La Paz

12:46 / 16 de noviembre de 2012

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”, explicó la autoridad, según una nota de la estatal petrolera.

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.

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