Los contratos de servicios petroleros de exploración ya fueron aprobados por la Asamblea Legislativa y algunos datan de 2013. Además, se enviarán otros dos.
"Hay siete contratos para la primera fase de exploración que fueron aprobados en la Asamblea. Una de las áreas con muy buen potencial es Huacareta, con una estimación de 9 TCF, esperemos que tenga buenos resultados”, afirmó ayer el viceministro de Exploración, Eduardo Alarcón, durante la rendición pública de cuentas del Ministerio de Hidrocarburos.
Según el informe, los contratos son para las áreas San Miguel, Isarsama, el Dorado Oeste, todos en Cochabamba, que serán explorados y explotados por YPFB Chaco; Cedro, en Santa Cruz, que será operado por Petrobras Bolivia, mediante una sociedad anónima mixta (SAM) con YPFB; la otra, Azero, entre Chuquisaca y Santa Cruz, está a cargo de Total y Gazprom; finalmente, están Sanandita, en Tarija, operada por Eastern Petroleum y Huacareta, entre Tarija y Chuquisaca (BG Bolivia).
Las empresas privadas están interesadas en áreas que tienen menores riesgos, principalmente en el sur del país, una zona productora tradicional, dijo Alarcón.
Los dos nuevos contratos que se enviarán a la Asamblea son para San Telmo, en Tarija, con un potencial de 3,3 TCF, y que requiere una inversión de alrededor de cuatro millones de dólares; el otro es para Astillero, en Tarija, con un potencial de 1,1 TCF, lo cual demanda cuatro millones de dólares de capital para su pleno desarrollo.
En ambos casos, las fases de exploración y explotación serán realizadas por Petrobras Bolivia.
En mayo de este año, YPFB anunció que los recursos potenciales de las áreas Huacareta y Azero llegan a 16,5 TCF.
En mayo, el presidente de la estatal YPFB, Carlos Villegas, afirmó que el contrato para el bloque Azero es "perfeccionado” y que se firmará en Notaría de la Gobernación de La Paz; una vez que se suscriba, Total y Gazprom presentarán el plan de desarrollo, el programa de trabajo y el presupuesto.
Reservas
De acuerdo con la certificación realizada por JLJ Petroleum Consultants al 31 de diciembre de 2013, Bolivia tiene reservas probadas de 10,45 TCF de gas natural, es decir, sólo subió 0,5 TCF en los últimos cuatro años, con respecto a la certificación de 2009, de 9,94 TCF.
El vicepresidente de YPFB, Luis Alberto Sánchez, anticipó ayer que las nuevas reservas garantizan el abastecimiento del mercado interno y externo por 13 años más.
Con el fin de aumentar la producción hidrocarburífera, se inició la perforación de 22 pozos de exploración, de los cuales al menos siete son exitosos y otros están actualmente en ejecución.
La inversión
Estatal YPFB invierte 3.000 millones de dólares en 47 proyectos de exploración con potencial de petróleo, gas y condensado; tiene un plan intensivo de exploración, principalmente en actividades de sísmica, geología de superficie y perforación del primer pozo. La inversión se concentra en proyectos como Lliquimuni, Río Beni, Tatarenda y Nueva Esperanza, entre otras áreas.
Ministerio aún analiza nuevos incentivos para atraer más inversión
El Ministerio de Hidrocarburos aún analiza la aprobación de nuevos incentivos para atraer la inversión de empresas petroleras que efectúen tareas exploratorias , con el fin de aumentar la producción de gas y petróleo.
En el portafolio, se considera el pago diferido de impuestos.
"Todos los nuevos contratos que se firmen tendrán incentivos por la exploración; es por eso que cuando haya producción se incentivará la producción de condensados. Actualmente, tenemos incentivos para el crudo que tiene ciertas características”, informó ayer el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón.
Entre los estímulos que se estudia, están el pago de 15 a 30 dólares por barril producido de condensado. Todo dependerá del tamaño del campo y del tipo de zona, si es o no tradicional.
Otro incentivo es el pago diferido de las regalías o del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), por dos a tres años, con el fin de que esos recursos retenidos sean devueltos a las empresas para que inviertan en nuevas áreas, aunque este tema debe ser analizado con las regiones.
Sin embargo, esta medida data de mayo de 2012, cuando Alarcón hizo la propuesta e incluso dijo que sería incluida en la nueva Ley de Hidrocarburos, cuya aprobación fue postergada hasta 2015.
En el caso de los líquidos, se evalúa un aliciente a las petroleras que encuentren reservas en el menor plazo, de tres a cinco años, pues actualmente se tarda en promedio siete años.
También se considera un estímulo para los campos pequeños, en los que los ingresos son menores y los costos de operación son mayores. "Todos estos incentivos están siendo analizados”, enfatizó Alarcón.
Según datos del Ministerio de Hidrocarburos, en el país sólo se ha investigado el 5% de las áreas hidrocarburíferas mediante los contratos de operación. Aún falta conocer un 95% con potencial.
En el portafolio, se considera el pago diferido de impuestos.
"Todos los nuevos contratos que se firmen tendrán incentivos por la exploración; es por eso que cuando haya producción se incentivará la producción de condensados. Actualmente, tenemos incentivos para el crudo que tiene ciertas características”, informó ayer el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón.
Entre los estímulos que se estudia, están el pago de 15 a 30 dólares por barril producido de condensado. Todo dependerá del tamaño del campo y del tipo de zona, si es o no tradicional.
Otro incentivo es el pago diferido de las regalías o del Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH), por dos a tres años, con el fin de que esos recursos retenidos sean devueltos a las empresas para que inviertan en nuevas áreas, aunque este tema debe ser analizado con las regiones.
Sin embargo, esta medida data de mayo de 2012, cuando Alarcón hizo la propuesta e incluso dijo que sería incluida en la nueva Ley de Hidrocarburos, cuya aprobación fue postergada hasta 2015.
En el caso de los líquidos, se evalúa un aliciente a las petroleras que encuentren reservas en el menor plazo, de tres a cinco años, pues actualmente se tarda en promedio siete años.
También se considera un estímulo para los campos pequeños, en los que los ingresos son menores y los costos de operación son mayores. "Todos estos incentivos están siendo analizados”, enfatizó Alarcón.
Según datos del Ministerio de Hidrocarburos, en el país sólo se ha investigado el 5% de las áreas hidrocarburíferas mediante los contratos de operación. Aún falta conocer un 95% con potencial.
El Estado pagó 23,2 millones de dólares en incentivos
Al primer semestre de este año, el Estado pagó a las compañías que producen petróleo 23,2 millones de dólares, en calidad de incentivos.
En 2013, el monto llegó a 47,8 millones de dólares, informó el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, durante la rendición pública de cuentas del ministerio del área.
"Este incentivo permitió incrementar la producción de crudo, pero también en algunos campos se hicieron pozos adicionales, se hizo mejoras mediante la inyección de agua, y se evitó el decaimiento de campos”, explicó ayer.
El estímulo monetario es de 30 dólares por barril de petróleo producido, que se obtiene de los campos marginales o pequeños.
En abril de 2012, el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 1202, con el objetivo de incentivar la exploración y producción de petróleo mediante Notas de Crédito Fiscal (Nocres) emitidas por el Tesoro General de la Nación, a razón de 30 dólares por barril. Con las Nocres se puede pagar impuestos.
Las petroleras ahora reciben 40 dólares: 30 dólares en Nocres y 10 dólares en efectivo.
El incentivo a la producción y exploración llega a las empresas de YPFB y a las operadoras privadas.
Según la meta anual de YPFB, la producción de hidrocarburos líquidos debe llegar a 64.000 barriles por día (BPD), de acuerdo con los datos expuestos durante la citada rendición pública de cuentas.
La estatal petrolera prevé que la capacidad de carga de crudo en las refinerías Guillermo Elder, en Santa Cruz, y Gualberto Villarroel, en Cochabamba, se incrementará de 27.200 BPD, en 2013, a 39.700 BPD este año.
En 2013, el monto llegó a 47,8 millones de dólares, informó el viceministro de Exploración y Explotación, Eduardo Alarcón, durante la rendición pública de cuentas del ministerio del área.
"Este incentivo permitió incrementar la producción de crudo, pero también en algunos campos se hicieron pozos adicionales, se hizo mejoras mediante la inyección de agua, y se evitó el decaimiento de campos”, explicó ayer.
El estímulo monetario es de 30 dólares por barril de petróleo producido, que se obtiene de los campos marginales o pequeños.
En abril de 2012, el Gobierno aprobó el Decreto Supremo 1202, con el objetivo de incentivar la exploración y producción de petróleo mediante Notas de Crédito Fiscal (Nocres) emitidas por el Tesoro General de la Nación, a razón de 30 dólares por barril. Con las Nocres se puede pagar impuestos.
Las petroleras ahora reciben 40 dólares: 30 dólares en Nocres y 10 dólares en efectivo.
El incentivo a la producción y exploración llega a las empresas de YPFB y a las operadoras privadas.
Según la meta anual de YPFB, la producción de hidrocarburos líquidos debe llegar a 64.000 barriles por día (BPD), de acuerdo con los datos expuestos durante la citada rendición pública de cuentas.
La estatal petrolera prevé que la capacidad de carga de crudo en las refinerías Guillermo Elder, en Santa Cruz, y Gualberto Villarroel, en Cochabamba, se incrementará de 27.200 BPD, en 2013, a 39.700 BPD este año.
