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Diagnostico del Sector
Hidrocarburos de Bolivia con Foco
en la Exploración y Propuesta
para su Desarrollo
Octubre 2013
2
Rio de Janeiro
Montevideo
Santa Cruz de la Sierra
Lima
Buenos Aires
Gas Energy Latin America
Gas Energy Latin America
Oficinas técnicas:
Rio de Janeiro: para atender
Brasil.
Bolivia: para atender Argentina,
Colombia, Ecuador, Perú, Uruguay y
Venezuela
Gas Energy S.A. es una empresa de
consultoría y asesoría empresarial,
enfocada en las áreas de petróleo,
gas y electricidad con actuación en
toda América Latina.
Caracas
Quito
Oficina Principal - Equipo Técnico
Oficina Regional
Bogota
3
Potencial hidrocarburífero y gasífero en Bolivia
Potencial en Bolivia
Fuente: Ministerio de Hidrocarburos y Energía. Estimaciones Gas Energy, 2013
Zona Sur:
Gran potencial de gas natural en zona
tradicional del sur de Bolivia con cerca a 60 a 70
TPC
Zona complicada geológicamente
Gran productividad y por ende bajos costos de
producción (1 a 3 MMmcd/pozo)
Zona con avanzada infraestructura de caminos,
de hidrocarburos y acceso a mercados
Zona Norte:
Potencial para petróleo en zona no tradicional
Zona complicada geológicamente y también
ambientalmente
Zona sin infraestructura de caminos y de
hidrocarburos y sin acceso a mercados
4
Probabilidad de tamaño de campos de gas natural
Tamaño de campos de gas natural
80% de las áreas inferiores a 1 TCF.
65% son inferiores a 0,5 TCF.
Poca probabilidad de megacampos
Fuente: Y.P.F.B., 2012, empresas privadas
• Tasa de éxito en Bolivia para la zona
tradicional gasífera está entre 30 a 35%, es
decir, 1 de cada tres pozos puede resultar
exitoso.
5
Perforación en Bolivia
Perforación en Bolivia
Descubrimiento de Mega Campos / Mas de 10 años atrás
Mega Campos Año Descubrimiento
San Alberto Sábalo
1997
Margarita 1998
Itaú 2002
Incahuasi 2004
Fuente: Y.P.F.B., 2013, empresas privadas
6
Proyección Oferta-Demanda Gas Natural Bolivia - Gas Energy
Oferta/Demanda
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
1,9 3,8 3,7 -0,7 1,4 -6,1 -12,3 -17,4 -25,9 -31,0 -35,3 -41,8 -47,5 -52,5
Déficit
Demanda Mercado Argentina, Brasil y Bolivia
Déf
icit
M
Mm
cd
Fuente: YPFB, empresas privadas y Gas Energy
Producción: 9.48 TPC
Fin de contrato
GSA con Brasil
Principio de
déficit
Déficit con ampliación
a Brasil: 3,48 TPC
7
8,4
3,06
9,94
11,46
0
2
4
6
8
10
12
14
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
TPC
Análisis de Reservas Probadas – No hay certificación de reservas
Reservas
Ultima certificación oficial de reservas (todos los campos)
Aquío-Ipatí + campos menores (Río Grande)????
Todos los campos menos consumo?????
Fuente: YPFB, y estimaciones Gas Energy
?
8
Análisis del déficit con futura exploración - Tiempo
Período para posibilidad de nueva Producción
Inicio exploración
con incentivos y Ley
Inicio estimado de
producción 5 a 10 años
Para ésta fecha ya existiría un
DÉFICIT
Escenario realista en zona tradicional
Fuente: Gas Energy, 2013
Excedentes
con capacidad
18 a 22 pozos exploratorios inmediatos 1,500 MMUSD Pozos de desarrollo y plantas 3,800 MMUSD TOTAL 5,300 MMUSD
9
Producción de petróleo
Producción de Petróleo
3
4
4
5
5
6
6
7
ene-
09
mar
-09
may
-09
jul-
09
sep
-09
no
v-0
9
ene-
10
mar
-10
may
-10
jul-
10
sep
-10
no
v-1
0
ene-
11
mar
-11
may
-11
jul-
11
sep
-11
no
v-1
1
ene-
12
mar
-12
may
-12
jul-
12
sep
-12
no
v-1
2
ene-
13
mar
-13
may
-13
MB
bls
/día
Histórico Producción de Petróleo (2009 -2013)
Demanda interna 50,000 bbl/día
D.S. 1202 Incentivo a la producción de
Hidrocarburos Líquidos
Fuente: Y.P.F.B, 2013
10
Proyección Producción de Crudo + Licuables del Gas Natural
Aún con la producción de prospectos exploratorios no
se frena la declinación.
Declinación Producción de Líquidos
Fuente: Y.P.F.B, 2013 y Gas Energy
11
Áreas Reservadas a favor de YPFB
Áreas Reservadas a favor de YPFB
1 MADRE DE DIOS
2 RIO BENI
3 MADIDI
4 SECURE
5 CEDRO
6 ALMENDRO
7 AZERO
8 CAROHUAICHO “A”
9 CAROHUAICHO “B”
10 CAROHUAICHO “C”
11 CAROHUAICHO “D”
12 IÑAU
13 SAUCE MAYU
14 ITACARAY
15 HUACARETA
16 TIACIA
17 AGUARAGUE “NORTE”
18 AGUARAGUE “CENTRO”
19 AGUARAGUE “SUR A”
20 AGUARAGUE “SUR B”
21 IÑIGUAZU
22 SAN TELMO
23 COIPASA
24 CORREGIDORES
25 CAMPO BUENA VISTA
26 CAMPO CAMATINDI
27 CAMPO SANANDITA
28 ASTILLERO
29 SUNCHAL
30 SAYURENDA
31 CAMPO VILLAMONTES
32 ISIPOTE
33 CARANDAITI
34 BOYUIBE
35 YOAI
36 CUPECITO
37 CHISPANI
38 LLIQUIMUNI
39 CHEPITE
40 ISARSAMA
41 MANCO KAPAC
42 SAN MIGUEL
43 FLORIDA
44 EL DORADO OESTE
45 ARENALES
46 TAPUTÁ
47 OVAI
48 ALGARROBILLA
49 YUCHAN
50 CASIRA
51 LA CEIBA
52 CAPIGUAZUTI
53 RIO SALADO
54 LA GUARDIA
55 IGUEMBE
56 SAN MARTIN
57 OKINAWA
58 RODEO
59 PILAR
60 EL REMATE
61 NUEVO HORIZONTE
62 PUERTO GRETHER
63 COBIJA
64 MANURIPI
65 TOROMONAS
66 NUEVA ESPERANZA
67 SAN FELIPE
68 ENERO
69 LITORAL
70 IVIRZA
71 MADRE SELVA
72 SAN SILVESTRE
73 LA TIGRA
74 ABAPÓ
75 MENONITA
76 AVISPA
77 MONTEVERDE
78 TITA-TECHI
79 ABEJA
80 COLIBRÍ
81 FORTIN PAREDES
82 OTUQUIS
83 IZOZOG
84 ORIENTAL
85 PELÍCANO
86 LAS MORAS
87 PETA
88 MIRAFLORES
89 AYOREO
90 ALEGRÍA
91 EL CHORE
92 YUARENDA
93 SANTA CATALINA
94 SAN ANDRES
95 CHACARILLA
96 TOTORANI
97 SANTA LUCIA
98 GARCI MENDOZA
99 RIO MULATO
100 COLCHANI
101 CASA GRANDE
102 CHARAGUA
103 IRENDA
104 INGRE
Lista de áreas reservadas a favor de YPFB (104)
Fuente: Y.P.F.B, 2012
Contratos con Petroandina: 12
Entregadas a subsidiarias o con contrato sin fecha efectiva: 11
Áreas sin actividad hidrocarburífera: 81
12
Rondas Brasil – Exploración – Programa Prongas
Brasil exploracion
240 Bloques exploratorios onshore a licitarse:
110 Bloques en áreas de nueva
frontera
130 bloques en cuencas maduras
Focalizados en la búsqueda de gas natural
Fuente: Wood Mackenzie, 2013
Ronda 12
Programa Prongas
Onshore
13
Incentivos otorgados y propuestos - Parche
Como está nuestro marco jurídico? A la inversa
1. Reglamentos de la Ley Hidrocarburos No. 1689 (1996) y Ley de Hidrocarburos No. 3058
2. Ley de Hidrocarburos No. 3058 (2005)
3. Constitución Política de Estado (2009)
Solo se ha elaborado y hecho noticia de normas y propuestas que tienen como fin
«incentivar» las inversiones en el UPSTREAM:
1. Decreto Supremo de Contratos Petroleros con SAM y Costos Aprobados.
2. Decreto Supremo que incentiva la producción de líquidos en Campos Marginales y
Pequeños.
3. Propuesta de Ley de Inversiones.
4. Proyecto de Decreto Supremo para desarrollo de Actividades en Áreas Protegidas.
5. Proyecto Decreto Supremo para Incentivos Económicos.
6. Propuesta de Nueva Ley de Hidrocarburos.
7. Propuesta para disminución de los plazos para obtener Licencia Ambiental.
8. Propuesta para consulta previa.
Incentivos
Fuente: Y.P.F.B, Ministerio de Hidrocarburos y Energía, Gaceta Oficial de Bolivia, 2013, Noticias de Prensa
14
Propuesta para Diferir Regalías + IDH
Porcentaje de pagos por Regalías, IDH y participaciones
Tasa de descuento
Obligación Situación actual Prorrateado a 10
años*
12 % anual
IDH
50 % 20,96 % Regalías
Regalía (Beni y Pando)
Participación TGN
8% anual
IDH
50 % 26,89 % Regalías
Regalía (Beni y Pando)
Participación TGN
5% anual
IDH
50% 33,35% Regalías
Regalía (Beni y Pando)
Participación TGN
Valor Actual de los montos posiblemente Retenidos
* Fuente Gas Energy en base a interpretaciones preliminares de medios de comunicación
Otros mecanismos como precios internacionales para líquidos, diferimiento IUE
15
Propuesta Gas Energy
Trabajar en una coherente Ley de Hidrocarburos, de Inversiones y
posteriores Reglamentos que:
1. Reglamenten y complementen la CPE
2. Establezca claramente los incentivos económicos y fiscales
3. Establezca con claridad el modelo de contrato a usarse
4. Establezca claramente los procesos de licitación de áreas (no a dedo)
5. Establezca claramente el rol de YPFB, subsidiarias y ANH
6. Establezca claramente la asignación de mercado interno/mercado
exportación
Tener claro el escenario de mercado de Brasil y su estrategia para una
complicada negociación del contrato mas allá del 2019
Las condiciones de precio, niveles de entrega y despacho, depreciaciones y
otros del contrato a Brasil son fundamentales para establecer un régimen
de incentivos económicos y fiscales.
Incentivos
Fuente: Gas Energy
16
Conclusiones
Política exploratoria se encuentra en un punto muy critico y se esta monetizando reservas
descubiertas una década atrás y no reponiendo las mismas.
En gas natural existe un superávit de corto plazo y un creciente marcado déficit a partir del 2017
para atender los contratos de exportación y el mercado interno
En petróleo la situación es bastante similar pues la producción está declinando con cada vez
mayores importaciones de diesel por falta de exploración.
La renovación del contrato de gas al Brasil debe empezar antes que después.
Bolivia, debe atraer inversiones inmediatas del orden de los 5,000 MMUSD, debe reconstruir su
marco legal y recuperar seguridad jurídica de manera integral y dejar de hacer parches, para lo
cual se necesita una coherente Ley de Hidrocarburos y Decretos Reglamentarios de acuerdo con la
CPE.
Bolivia respira de las exportaciones de gas natural y líquidos asociados y el no detonar fuertes
inversiones en materia de hidrocarburos puede quebrantar muy fácilmente su economía en el
mediano a largo plazo.
Conclusiones
Fuente: Gas Energy