Los precios del crudo cayeron un 3% a mitad de la semana en curso, ante la evidencia de que no se produjo un escalamiento mayor en el conflicto entre Israel e Irán. Este último país envió un ataque con más de 300 drones y misiles contra el Estado judío el fin de semana. La acción se dio en venganza por la agresión contra su legación diplomática en Damasco, Siria, del 1 de abril.

Adicionalmente, datos sobre el incremento de los inventarios comerciales en Estados Unidos junto a indicadores económicos más débiles de China reforzaron la caída del crudo.

Los analistas sugirieron que los inversores todavía están atentos a los acontecimientos en Oriente Medio. Las autoridades de Israel todavía no han desestimado de manera total una respuesta bélica contra Irán.

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Precios del crudo

Los precios del petróleo se mantuvieron cerca de un mínimo de tres semanas ayer. Los futuros del Brent cayeron un 0,2%, para ubicarse en $us 87,11 por barril, mientras que el crudo estadounidense West Texas Intermediate (WTI) se movió arriba un 0,1%, para asentarse en $us 82,73 por barril. Son los niveles más bajos del oro negro desde el  27 de marzo.

“Los precios del petróleo están descontando parte de la prima por la guerra y las continuas tensiones en torno al conflicto de Gaza, sumado al posterior ataque con misiles iraníes contra Israel”, escribió John Evans, analista de la corredora de petróleo PVM, en una nota el miércoles.

“Es difícil imaginar que el hecho de que prevalezca la cabeza más fría pueda estar asociado con este conflicto de eones, pero hasta ahora Israel se ha adherido a los llamados internacionales a mostrar moderación”, señaló Evans.

Las hostilidades en Medio Oriente no han provocado una interrupción del suministro y es poco probable que Israel responda atacando una instalación productora o exportadora de petróleo en Irán, dijo Andrew Lipow, presidente de Lipow Oil Associates.

“Las teorías de que la tensión entre Irán e Israel alteraría el suministro de petróleo se han desvanecido”, dijo Manish Raj, director gerente de Velandera Energy Partners. “Puede que la paz haya llegado a su fin, pero el petróleo sigue fluyendo”, añadió el ejecutivo.

AIE

Desde una perspectiva más estructural y menos coyuntural, la Agencia Internacional de Energía (AIE) advierte sobre una contracción en la demanda mundial de crudo.

El crecimiento de la demanda mundial de petróleo continúa perdiendo impulso con un crecimiento en el primer trimestre de 2024 de 1,6 millones de barriles diarios (mbd), 120.000 bd por debajo del pronóstico anterior de la AIE. El organismo cita como causas las entregas excepcionalmente débiles de los países que conforman la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), que agrupa a las economías más prósperas del orbe.

El repunte pospandémico, que ya se ha completado en gran medida, una mayor eficiencia de los vehículos tradicionales y el añadido de una flota de movilidades eléctricas en expansión están contribuyendo para frenar el requerimiento adicional de petróleo. El crecimiento de la demanda global en 2024 y 2025 se desacelera a 1,2 mbd y 1,1 mbd, respectivamente, señala la nota de esta semana de la AIE.

Se prevé que los países no pertenecientes a la OPEP+, encabezados por Estados Unidos, impulsen el crecimiento de la oferta mundial hasta 2025. Para 2024, se prevé que la producción mundial aumente en 770.000 bd a 102,9 mbd. La producción no perteneciente a la OPEP+ se expandirá en 1,6 mbd, mientras que la oferta de la OPEP+ podría caer 820.000 bd si se mantienen los recortes voluntarios. En 2025, el crecimiento global podría aumentar a 1,6 mbd, según las estimaciones de la AIE. Se prevé que los países no OPEP+ lideren los incrementos, aumentando 1,4 mbd, mientras que la producción de la OPEP+ podría aumentar en 220.000 bd si se mantienen las restricciones.

Datos

La organización referente del sector pronostica que el rendimiento global de las refinerías aumentará en 1 mbd a 83,3 mbd en 2024, 160 mbd menos que en su prospectiva del mes pasado, debido a menores rendimientos en Rusia, cortes no planificados en Europa y una actividad china aún tibia. Se proyecta que el rendimiento aumentará en 830.000 bd a 84,2 mbd en 2025, ya que el crecimiento fuera de la OCDE de 1,1 mbd compensa con creces las caídas en la misma.

Los inventarios mundiales de petróleo a los que la AIE les hace seguimiento aumentaron en 43,3 millones de barriles en febrero, alcanzando un máximo de siete meses, con el petróleo en agua en su nivel más alto en 15 meses. Por el contrario, las existencias de tierras cayeron a su nivel más bajo desde al menos 2016. Las existencias de la industria de la OCDE disminuyeron en 7,6 millones de millones en febrero, manteniéndose 65,1 millones de millones por debajo del promedio de cinco años. Los primeros datos indican que generaron 22 mb en marzo.

Los futuros del crudo ICE Brent alcanzaron un máximo de seis meses de $us 90 el barril a principios de abril en medio de la escalada de tensiones en Oriente Medio, los ataques a las refinerías rusas y una extensión de los recortes de producción de la OPEP+ hasta junio. La fortaleza del precio del crudo se vio respaldada por el sentimiento alcista de los inversores, y las posiciones netas de fondos de bolsa en Brent alcanzaron su nivel más alto en un año.

Impactos

Las tensiones en Medio Oriente plantean la mayor amenaza, tanto para incrementar los precios del crudo como para impedir un posible recorte de las tasas de interés por parte de los principales bancos centrales del mundo. Las consecuencias de una cotización al alza del petróleo se reverberan a lo largo de todo el sector energético y se suman a las presiones inflacionarias que tanto desean mantener bajo control las autoridades monetarias.

“En este momento, creo que la mayor amenaza es la geopolítica, porque hemos visto lo que ha sucedido en Medio Oriente”, dijo el miércoles el gobernador del banco central austriaco, Robert Holzmann, uno de los responsables de la política monetaria del Banco Central Europeo (BCE), en entrevista con la cadena CNBC.

“Como se puede imaginar, solo cuando un barco se hunde en el Estrecho de Ormuz puede haber un precio del petróleo diferente, y esto, por supuesto, puede obligarnos a repensar nuestra estrategia”, añadió.

Holzmann destacó las ramificaciones para los precios de la energía como el factor más importante en términos de la lucha para controlar la inflación. Precisó que un aumento abrupto de los precios del petróleo, por ejemplo, constituiría un “shock muy, muy importante”.

A su vez, desde el Fondo Monetario Internacional (FMI) ha advertido que las tensiones en Oriente Medio podrían provocar un aumento de los precios del petróleo, un aumento de la inflación y un impacto significativo en las perspectivas positivas de los mercados financieros.

Aumento

El asesor económico del FMI, Pierre-Olivier Gourinchas, dijo que el FMI está evaluando la probabilidad de otro aumento en los precios del petróleo como resultado de conflictos pasados en el Medio Oriente.

“El aumento de la inflación que vendría del aumento de los precios de la energía desencadenaría una respuesta de los bancos centrales que ajustarían las tasas de interés para asegurar que la inflación vuelva a alcanzar su objetivo, y eso afectaría la actividad”, afirmó Gourinchas.

“Aún esperamos que la inflación baje en el transcurso de 2024 y que deje a la Reserva Federal en una posición en la que pueda comenzar a recortar las tasas más adelante en el año”, dijo el asesor del FMI.

En contraste con la resiliente economía estadounidense, el FMI espera que el crecimiento europeo continúe a un ritmo más lento en el corto plazo, prediciendo un crecimiento del 0,8% para la zona del euro este año, repuntando ligeramente hasta el 1,5% en 2025.

“Las consecuencias del shock energético todavía persisten hasta cierto punto, aunque se han moderado bastante”, explicó Gourinchas. “Pero no olvidemos que tenemos una política monetaria estricta, y que la política monetaria está aumentando el costo del endeudamiento y para los hogares y las empresas”, acotó.

A diferencia de Estados Unidos, los consumidores y las empresas europeas también se sienten mucho menos confiados en la salud de la economía en general, según Gourinchas.

“Eso significa menos consumo, menos demanda agregada, menos inversión”, dijo.

El Ingenio Sucroalcoholero Aguaí anunció que duplicará su capacidad de producción de etanol e invertirá $us 50 millones para este cometido. Para alcanzar la cantidad necesaria de materia prima, se viene trabajando en mejorar la eficiencia y los rendimientos, informó su presidente, Cristóbal Roda. 

“Aguaí duplicará su capacidad industrial, para aportar al éxito del cambio de la matriz energética”, afirmó Roda. Añadió que “junto a nuestros productores cañeros, aumentaremos la molienda de caña para duplicar la producción de etanol; hoy considerada la mejor opción para disminuir las importaciones de gasolina y eliminar gradualmente la subvención a los hidrocarburos”.

Esta nueva inversión de $us 50 millones provendrá de fuentes totalmente privadas. Será financiada por la banca nacional y está orientada fundamentalmente a satisfacer el mercado interno e impulsar la transformación energética en el país, evitando el uso de combustibles fósiles.

Roda señaló que, mediante este esfuerzo, el ingenio duplicará su molienda de 2.1 a 4.2 millones de toneladas de caña. Esto tendrá como efecto igualmente la generación de empleo en la zona más productiva del departamento, que es el Norte Integrado.

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Producción de etanol

El presidente de Aguaí aseveró que el ingenio “incrementará proporcionalmente la producción de azúcar para el consumo nacional y la exportación, trayendo divisas al país”.

El ejecutivo destacó también que con las nuevas instalaciones duplicará la producción de energía eléctrica renovable a partir de biomasa. Precisó que esto es posible porque “trabajamos con el cultivo que más trasforma la biomasa en energía, que es la caña de azúcar”.

Los biocombustibles tienen un potencial enorme para impulsar el desarrollo productivo del país. En ese marco, mediante los decretos 5135 y 5142, el Gobierno nacional autorizó la incorporación de aditivos de origen vegetal como el biodiésel y el etanol. Además, se anunció el arancel cero para la importación de vehículos con tecnología flex fuel. Este tipo de movilidades pueden consumir mezclas de gasolina y etanol hasta en un 85%.

“La iniciativa de promover los biocombustibles tiene un efecto en el sector agrícola. Por ejemplo, al utilizar el sorgo para extraer alcohol, no solo se obtiene el alcohol para posteriormente mezclarlo con combustible fósil, sino que todo lo que queda también sirve como alimento balanceado para animales como pollos, cerdos y ganado, lo que cierra un ciclo productivo importante”, señala un comunicado oficial reciente del Ministerio de Hidrocarburos.

Dato

El presidente de Aguaí indicó que, como resultado de la zafra 2023, que significaron 196 días de molienda, se tuvo 2.170.821 toneladas de caña procesadas, con 3.033.379 quintales de azúcar y 81.176.626 litros de alcohol producidos. Además, se generó 172.400 MWh de energía eléctrica, equivalentes al 4,5% de la demanda de energía renovable de Santa Cruz.

“En Aguaí, aceptamos el desafío con una nueva inversión privada y mantendremos el ritmo de crecimiento e inversiones que nos ha caracterizado en los 10 años de vida de nuestra empresa. Creemos  en Bolivia,  invertimos en el país, y apoyamos todas las iniciativas que supongan mayor crecimiento y bienestar, para  los bolivianos”, aseveró Roda.

Hay un problema con las principales herramientas de inteligencia artificial, como ChatGPT, Gemini y Claude: en realidad, no sabemos cuán preparadas están.

Esto se debe a que, a diferencia de las empresas que fabrican automóviles, medicamentos o fórmulas infantiles, las empresas de inteligencia artificial no están obligadas a someter sus productos a pruebas antes de lanzarlos al público. No existe un sello de calidad para los chatbots de inteligencia artificial y son pocos los grupos independientes que someten a estas herramientas a ensayos rigurosos.

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En cambio, nos queda confiar en las afirmaciones de las empresas de inteligencia artificial, las cuales a menudo utilizan frases vagas y confusas como “capacidades mejoradas” para describir en qué se diferencian sus modelos de una versión a otra. Y, aunque hay algunas pruebas estándar para evaluar la capacidad de los modelos de inteligencia artificial, digamos razonamiento matemático o lógico, muchos expertos dudan de la confiabilidad real de esas pruebas.

Esto puede sonar como una queja insignificante. No obstante, estoy convencido de que la falta de una buena medida y evaluación de los sistemas de inteligencia artificial es un problema importante.

Para empezar, sin información confiable sobre los productos de inteligencia artificial, ¿cómo se supone que la gente va a saber qué hacer con ellos?

No puedo contar la cantidad de veces que en el último año un amigo o un colega me preguntó qué herramienta de inteligencia artificial debía utilizar para una tarea determinada. ¿Cuál escribe mejor el código Python, ChatGPT o Gemini? ¿Es mejor DALL-E 3 o Midjourney para generar imágenes realistas de personas?

No queda más que encoger los hombros en respuesta. Incluso para alguien que se gana la vida escribiendo sobre inteligencia artificial y que prueba nuevas herramientas todo el tiempo, me desquicia lo difícil de seguir el ritmo de las fortalezas y debilidades relativas de los distintos productos que aparecen. La mayoría de las empresas tecnológicas no publican manuales de usuario, comunicados ni detalles sobre sus productos de inteligencia artificial. Además, los modelos se actualizan con tanta frecuencia que un chatbot que un día tiene dificultades para realizar una tarea, al día siguiente puede destacar misteriosamente en ella.

Las mediciones deficientes también crean un riesgo para la seguridad. Sin mejores pruebas para los modelos de inteligencia artificial, es difícil saber qué capacidades están mejorando más rápido de lo esperado o qué productos podrían presentar amenazas reales de peligro.

En el Índice de Inteligencia Artificial de este año —un gran informe anual que elabora el Instituto de Inteligencia Artificial Centrada en el Ser Humano, de la Universidad de Stanford—, los autores describen las mediciones deficientes como uno de los principales desafíos que enfrentan los investigadores de inteligencia artificial.

“La falta de una evaluación estandarizada dificulta una enormidad la comparación sistemática de las limitaciones y riesgos de varios modelos de inteligencia artificial”, me comentó Nestor Maslej, editor jefe del informe.

Una de las pruebas actuales más comunes que realizan los modelos de inteligencia artificial, casi el equivalente del examen para ingresar a la universidad de los chatbots, es una prueba conocida como Massive Multitask Language Understanding (MMLU).

La MMLU, lanzada en 2020, consiste en una colección de unas 16.000 preguntas de opción múltiple que cubren decenas de temas académicos, que van desde el álgebra abstracta hasta el derecho y la medicina. Se supone que es una especie de examen de inteligencia general: mientras más de estas preguntas responden de manera correcta un chatbot, más inteligente es.

Se ha vuelto el criterio de referencia para las empresas de inteligencia artificial que compiten por el dominio. (A principios de este año, cuando Google lanzó su modelo de inteligencia artificial más avanzada, Gemini Ultra, la compañía presumió de haber obtenido un 90% en la MMLU, la puntuación más alta que se haya registrado).

Dan Hendrycks, un investigador en seguridad de la inteligencia artificial que ayudó a desarrollar la MMLU cuando estudiaba su posgrado en la Universidad de California, campus Berkeley, me contó que nunca se pensó que la prueba se usara para presumir. Le alarmaba la rapidez con la que mejoraban los sistemas de inteligencia artificial y quería animar a los investigadores a tomarlo más en serio.

Hendrycks señaló que, aunque pensaba que la MMLU “pueda tener uno o dos años más de vida útil”, pronto la tendrán que remplazar pruebas distintas y más difíciles. Los sistemas de inteligencia artificial se están volviendo demasiado inteligentes para las pruebas que tenemos ahora y cada vez es más difícil diseñar nuevos.

También puede haber problemas con las mismas pruebas. Varios investigadores con los que hablé advirtieron que el proceso de administrar pruebas de referencia como la MMLU varía un poco de una empresa a otra y que las evaluaciones de varios modelos podrían no ser directamente comparables.

Hay un problema conocido como “contaminación de datos”, cuando las preguntas y respuestas de las pruebas de referencia se incluyen en los datos de entrenamiento de un modelo de inteligencia artificial, lo que en esencia le permite hacer trampa. Además, estos modelos no se someten a pruebas o auditorías independientes, es decir que las empresas de inteligencia artificial en esencia califican su propia tarea.

En resumen, la medición de la inteligencia artificial es un desastre: una maraña de pruebas descuidadas, comparaciones de manzanas con naranjas y publicidades voluntarias que han dejado en la oscuridad a los usuarios, reguladores y los propios desarrolladores de inteligencia artificial.

Es probable que la solución para esto sea una combinación de iniciativas públicas y privadas.

Los gobiernos pueden y deben idear programas de pruebas sólidas que midan tanto las capacidades brutas como los riesgos de seguridad de los modelos de inteligencia artificial y deben financiar subvenciones y proyectos de investigación destinados a idear nuevas evaluaciones de alta calidad.

(*) Kevin Roose es columnista de tecnología del New York Times

El panorama actual de la exploración de hidrocarburos en Bolivia se encuentra en un momento de transición y expansión. El Plan de Reactivación Upstream (PRU) fue concebido inicialmente para abordar la disminución de reservas y producción de hidrocarburos, sin embargo, YPFB ha ido adaptando y ampliando sus esfuerzos, incorporando nuevas oportunidades exploratorias con el fin de aumentar la probabilidad de éxito en este ámbito. Dentro del marco del PRU 2021-2025, varios proyectos han arrojado resultados positivos, con ocho de ellos ingresando exitosamente a producción.

En este contexto, el año 2024 se presenta como un período relevante en el plan de exploración de hidrocarburos en Bolivia. Se proyecta la exploración de nuevas áreas con potencial hidrocarburífero mediante la perforación de pozos estratigráficos fuera de las zonas tradicionales, como la cuenca Madre de Dios. Conversamos sobre estos temas con el viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos, Raúl Mayta, quien brinda todos los detalles sobre la situación de los trabajos prospectivos en el país.

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EXPLORACIÓN DE HIDROCARBUROS

—¿Cuál es la situación actual del plan de exploración de hidrocarburos?

—YPFB planteó el Plan de Reactivación Upstream (PRU) para contrarrestar la disminución de reservas y producción de hidrocarburos en Bolivia, el mismo contemplaba inicialmente un portafolio de 30 oportunidades exploratorias. No obstante, durante el periodo de ejecución del PRU, YPFB ha venido incorporando nuevas oportunidades exploratorias con el objetivo de incrementar la probabilidad de éxito exploratorio. De los proyectos planificados en el PRU 2021-2025, se observa que 11 tuvieron resultados positivos, de los cuales ocho ingresaron a producción.

—¿Cuáles son los principales proyectos que se realizarán en 2024 en el marco del plan de exploración de hidrocarburos, tanto en gas como en petróleo?

—Para esta gestión, se tiene previsto la exploración de nuevas áreas con potencial hidrocarburífero a través de la perforación de los pozos de investigación estratigráfica Tomachi-X1 IE, Tomachi-X2 IE y Madre Selva-X1 IE, está expansión permitirá abrir nuevas oportunidades para el desarrollo económico y social de nuestro país. Por otra parte, con el objetivo de incrementar la producción y reponer las reservas de hidrocarburos, este año se tiene prevista la perforación de pozos exploratorios que se encuentran en la ejecución de actividades previas; tales como la licencia ambiental, obras civiles, aprobación del presupuesto y licitación de servicios para la perforación. De igual forma, se dará continuidad a la perforación del Pozo Mayaya Centro-X1 IE, cuyo resultado se espera obtener hasta finales del primer semestre de 2024.

—¿Cuáles son las principales inversiones que se realizarán en 2024 en el marco del plan de exploración de hidrocarburos?

—Para la gestión 2024, las inversiones en actividades de exploración y explotación de hidrocarburos fueron programadas por las empresas petroleras en los Programas de Trabajo y Presupuesto (PTP) aprobados por YPFB en el marco de los Contratos de Servicios Petroleros, así como a la inversión que YPFB Casa Matriz realiza para sus actividades de Exploración y Explotación por cuenta propia. Para esta gestión se tiene proyectado un monto inicial de inversión de $us 397,67 millones para ejecutar proyectos de exploración y explotación hidrocarburífera. Un monto de inversión de $us 276,89 millones está destinado para proyectos en Exploración que representa el 70% del monto total y $us 120,77 millones para proyectos de explotación, asimismo representa el restante 30%. También, cabe resaltar que, el 77% del monto total programado será ejecutado por YPFB Casa Matriz y sus empresas subsidiarias.

—Además de las zonas tradicionales para los hidrocarburos (Santa Cruz, Chuquisaca y Tarija), ¿se están realizando tareas de exploración en otras áreas?

—Una de las visiones del PRU es la ampliación de la frontera exploratoria dentro de la zona no tradicional de hidrocarburos de Bolivia. En ese sentido, YPFB viene trabajando en oportunidades exploratorias en las diferentes cuencas geomorfológicas del país, proyectando la perforación de pozos estratigráficos Tomachi-X1 IE, Tomachi-X2 IE y ejecución de estudios regionales para incrementar la madurez exploratoria, tal es el caso de la evaluación hidrocarburífera regional realizada en la cuenca Madre de Dios, donde se visualiza la posible presencia de hidrocarburos.

—¿Cómo ha evolucionado la inversión en exploración de hidrocarburos en el país en los últimos años?

—Resultado de la política hidrocarburífera implementada, se destaca el incremento de las inversiones en las actividades exploratorias ejecutadas en el marco de los Contratos de Servicios Petroleros, como por parte de YPFB Casa Matriz, desde la gestión 2011 hasta la fecha, en las cuales se han desarrollado proyectos de perforación y adquisición de datos geológicos. Como resultado de las actividades desarrolladas en el marco del PRU, se ha logrado reactivar la exploración alcanzando un monto o de inversiones para el año 2023 de aproximadamente $us 259,44 millones, puntualizando que más del 45% de las inversiones ejecutadas son las de YPFB con su rol de operador.

—¿Qué operadoras privadas están realizando exploración de hidrocarburos en Bolivia actualmente?

—Actualmente, las empresas YPFB Chaco S.A, YPFB Andina S.A., YPF E&P Bolivia, Vintage Petroleum Boliviana y Petrobras Bolivia S.A. se encuentran desarrollando actividades de exploración en el marco de los Contratos de Servicios Petroleros vigentes. Asimismo, se debe mencionar que se está gestionando la aprobación, por parte de la Asamblea Legislativa Plurinacional, para dar inicio a las actividades exploratorias en los Contratos de Servicios Petroleros para las áreas Ovai, Arenales, Florida Este y Tita-Techi, a suscribirse con la empresa Canacol Energy Colombia S.A.S Sucursal Bolivia.

—En el pasado, diversas autoridades nacionales, incluyendo al actual ministro de Hidrocarburos, Franklin Molina, hablaron de la necesidad de actualizar la ley del sector para incentivar la inversión privada. ¿Qué acciones se han tomado en ese sentido?

—El Ministerio de Hidrocarburos y Energías se encuentra elaborando propuestas normativas que permitan promover la ejecución de nuevas inversiones en exploración y la reposición de reservas de gas natural e incorporen producción adicional de líquidos para contrarrestar la subvención de hidrocarburos en el país. Es oportuno hacer notar la necesidad de actualizar las disposiciones de la Ley N° 3058, tomando en cuenta que el modelo contractual definido en la ley no produjo los impactos esperados, en la ejecución de nuevas actividades exploratorias en el marco de nuevos contratos petroleros, lo que hubiera permitido el descubrimiento de nuevas acumulaciones de hidrocarburos y consecuentemente la reposición de reservas. Es claro que la exploración de hidrocarburos ha evolucionado en el sentido que, el descubrimiento de nuevas reservas que permitan la reposición de las ya utilizadas, es cada vez más dificultoso, resultando en fronteras exploratorias que se extienden a la perforación de pozos de mayor profundidad que representa un mayor costo operativo, mayores riesgos exploratorios, que a su vez significan un mayor tiempo de ejecución para lograr alcanzar las profundidades de los objetivos productivos. Esta dificultad técnica, acompañada de otras variables económicas no brindan un escenario que promueva las inversiones de exploración de las empresas participantes de los contratos, bajo el contexto actual del sector hidrocarburífero. Se debe considerar que es necesario adecuar las disposiciones normativas que rigen las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos dentro de la Ley de Hidrocarburos, tomando en cuenta el carácter preconstitucional de la misma y las previsiones definidas en la CPE, asimismo, se debe adecuar la Política de Hidrocarburos, considerando la tendencia de descarbonización del sector energético y la necesidad de establecer un régimen de incentivos para las actividades de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, considerando exenciones impositivas o tributarias, con el objeto de promover las inversiones de empresas petroleras.

PERFIL

Nombre: Raúl Mayta

Cargo: Viceministro de Exploración y Explotación de Recursos Energéticos

Nació en la ciudad de La Paz en 1987, se graduó en la carrera de Ingeniería Geológica en la Universidad Mayor de San Andrés (UMSA), donde también concluyó el diplomado en Especialidad en geofísica aplicada a la exploración de hidrocarburos, y otro en Alta especialización en geociencias en el Instituto Francés del Petróleo. La autoridad trabajó en YPFB desde 2012, donde desarrolló sus conocimientos en elaboración de proyectos exploratorios, estudios de evaluación hidrocarburífera regionales y locales, análisis de sistemas petroleros, estimaciones de volúmenes, riesgo geológico y planteamiento de propuestas de perforación exploratoria y programas de adquisición de información geológica y geofísica.

La estatal brasileña Petrobras anunció el hallazgo de una significativa acumulación de petróleo en aguas ultra profundas de la Cuenca Potiguar. Este descubrimiento, ubicado en el pozo exploratorio Anhangá, marca un hito en cuanto a sus esfuerzos de exploración en el denominado Margen Ecuatorial.

El martes, Petrobras informó del descubrimiento de una formación con presencia de petróleo en el Atlántico. Específicamente, se trata de resultados positivos en el pozo exploratorio Anhangá, en la Concesión POT-M-762_R15. El lugar de la perforación está ubicado cerca de la frontera entre los estados de Ceará y Rio Grande do Norte, aproximadamente a 190 kilómetros de la ciudad de Fortaleza y 250 kilómetros de Natal, en una profundidad de agua de 2.196 metros, en la costa brasileña en el área del Margen Ecuatorial.

Este es el segundo descubrimiento en la zona en 2024 y fue precedido por la confirmación de la presencia de hidrocarburos en el Pozo Pitu Oeste, ubicado en la Concesión BM-POT-17, aproximadamente a 24 kilómetros de Anhangá. Estos descubrimientos aún serán sometidos a evaluaciones adicionales. Petrobras es el operador de ambas concesiones y posee una participación del 100%.

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Margen Ecuatorial

“La empresa tiene una trayectoria de casi 3.000 pozos perforados en ambientes de aguas profundas y ultraprofundas, sin ningún tipo de complicación o impacto al medioambiente, lo que, sumado a la capacidad técnica y experiencia acumulada durante casi 70 años, permite a la empresa abrir nuevas fronteras y gestionar sus operaciones en el Margen Ecuatorial con total seguridad”, dijo el presidente de Petrobras, Jean Paul Prates.

Además de las actividades en el Margen Ecuatorial brasileño, la compañía adquirió, en 2023, nuevos bloques en la Cuenca de Pelotas, en el sur de Brasil, y participaciones en tres bloques exploratorios en Santo Tomé y Príncipe, país de la costa occidental de África.

“Las actividades exploratorias en el Margen Ecuatorial representan un paso más en el compromiso de Petrobras de buscar la reposición de reservas y el desarrollo de nuevas fronteras exploratorias que aseguren la satisfacción de la demanda energética global durante la transición energética”, señala un reporte institucional de la estatal brasilera.

“La nueva campaña se está ejecutando en línea con la historia de excelencia y seguridad absoluta de Petrobras, sin incidentes, reforzando el compromiso de la empresa con el respeto a las personas y al medioambiente”, añade Petrobras.

El descubrimiento de yacimientos de turbiditas petrolíferas de edad Albiana no tiene precedentes en la Cuenca del Potiguar y se llevó a cabo mediante perfiles eléctricos y muestras de petróleo, que luego serán caracterizados mediante análisis de laboratorio. Petrobras continuará las actividades exploratorias en el área con el objetivo de evaluar la calidad de los yacimientos, las características del hidrocarburo y la viabilidad técnica y comercial de la acumulación.

El éxito exploratorio en Guyana y Surinam corrobora la importancia de la zona e incentiva a Petrobras para que continúe su campaña en las cuencas del Margen Ecuatorial brasilero.

(12/04/2024)