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Exposición. El Plan Estratégico Exploratorio 2011-2020 de YPFB fue presentado ayer al presidente Evo Morales.
Foto: Ángel Illanes
El hallazgo de gas y petróleo a través de la
exploración en 118 áreas con potencial hidrocarburífero requerirá hasta
2020 de una inversión de $us 1.800 millones. La prospección será
prioritaria, porque las reservas de gas ya sólo garantizan mercado
interno y exportación hasta 2022.
Luego de la
última certificación de reservas gasíferas efectuada por Ryder Scott, el
Gobierno aseguró que los volúmenes del recurso garantizarían el
abastecimiento del mercado interno, el proceso de industrialización y
los compromisos de exportación a los mercados de Argentina y Brasil
“hasta 2026”. Sin embargo, según los últimos datos oficiales, esta
previsión se redujo en cuatro años.
“¿Para qué la
exploración? para que de aquí a poco no falte energía y no falte
economía para Bolivia. Tenemos garantizada la energía (gas y petróleo)
no solamente para el consumo interno, sino también para la
industrialización y la exportación hasta 2022”, reiteró ayer el
presidente Evo Morales, durante la presentación del Plan Estratégico de
Exploración 2011-2020 de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos
(YPFB).
Toda vez que Bolivia cuenta con un potencial
gasífero de 54 trillones de pies cúbicos (TCF) y uno petrolífero de
1.409 millones de barriles líquidos (MMBbl), el plan prevé iniciar hasta
2020 actividades de exploración en 118 áreas reservadas con una
inversión pública y privada de aproximadamente “$us 1.800 millones”.
“El Estado invertirá por lo menos el 45% de ese monto ($us 810
millones)”, dijo al respecto el presidente de YPFB Corporación, Carlos
Villegas. Según datos extraoficiales, el plan de la petrolera estatal
prevé encontrar 7,79 TCF de gas y 29,39 MMBbl de crudo con la
perforación de 39 pozos exploratorios en diferentes campos.
A decir del viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos,
Eduardo Alarcón, el hallazgo de nuevas reservas hidrocarburíferas puede
llegar a requerir de un período de entre 7 a 10 años. Hasta 2020,
“tenemos que tratar de duplicar las actuales reservas (9,94 TCF) e
inclusive tenemos que llegar hasta 25 ó 30 TCF hasta 2030”, sostuvo.
Actualmente, se ejecutan 27 proyectos exploratorios en Bolivia: siete
están a cargo de las empresas con las que se firmaron contratos de
operación en 2006 (Petrobras, BG y Pluspetrol) y 20 a cargo de YPFB
Corporación (Petroandina tiene 12, Andina 4, Chaco 2 y la Gerencia
Nacional de Exploración y Explotación de YPFB Casa Matriz 2), precisó
Villegas.
El plan contempla también la asistencia a
“al menos” siete eventos internacionales para promocionar las “118
áreas” y la conformación de una asociación entre Chaco y Andina para
“disminuir el riesgo” que conlleva la actividad exploratoria.
En el caso de incentivos para la inversión pública y privada en
proyectos de prospección que obtuvieron resultados positivos, los
Contratos de Prestación de Servicios en Exploración contemplan la
indexación de las inversiones a la tasa de inflación de Estados Unidos
“para evitar que ésta pierda su poder adquisitivo” y la devolución del
100% de la misma —a través de la conformación de una Sociedad Anónima
Mixta (SAM)— en un período de 5 a 10 años.
Asimismo,
una participación activa y coordinada entre las entidades del sector
permitirán que el plan alcance resultados satisfactorios, indicó
Villegas.
CBHE dice que trabas continúan
Mercados
El presidente de la Cámara Boliviana de Hidrocarburos y Energía (CBHE),
Carlos Delius, expresó su confianza en que el Plan de Exploración de
YPFB permitirá incrementar las reservas hidrocarburíferas del país. Sin
embargo, dijo, las inversiones que realizarán las petroleras privadas
que operan en Bolivia en la ejecución del plan aún no se definió, ya que
todavía “se discute” la cuestión de nuevos incentivos para la inversión
privada en exploración. Además, “Bolivia tiene que seguir trabajando en los mercados”, insistió.
Áreas en ‘fuerza mayor’ serían redefinidas
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) analiza opciones
para zanjar el problema de áreas en “fuerza mayor” que detienen
potenciales proyectos de exploración públicos y privados. La devolución
de las áreas a la corporación y una nueva delimitación de la superficie
de las mismas son algunas de las opciones.
“No
tenemos que autoengañarnos. Si no es posible trabajar en una TCO (Tierra
Comunitaria de Origen) o en un parque nacional es preferible desistir
(del proyecto de exploración) y devolver esa área. Otra alternativa es
hacer una nueva delimitación de la misma, de tal manera que se opere
sólo en la superficie que no esté sobrepuesta” al área protegida,
explicó el presidente de YPFB Corporación, Carlos Villegas.
Actualmente, al menos cuatro áreas de contrato se encontrarían bajo
causal de “fuerza mayor” (con imposibilidad de desarrollar actividades
hidrocarburíferas) por sobreposición con áreas protegidas
(Amboró-Espejos, Tuichi, Río Hondo y Chimoré I) y un área estaría en
“fuerza mayor” por aspectos sociales (Sara Boomerang I).
Ayer, Villegas confirmó que Río Hondo y Tuichi están detenidas por
problemas en la obtención de la licencia ambiental. “No estamos
trabajando ni haciendo absolutamente nada en ambos”, lamentó.
El contrato de operación Tuichi es operado por la petrolera de
capitales hispano-argentinos Repsol desde el 23 de abril de 2007. Río
Hondo, que también está en suspenso “por fuerza mayor”, está ubicado
entre los departamentos de La Paz, Beni y Cochabamba, y está a cargo de
Petrobras y la francesa Total, también desde 2007.
Tuichi y Río Hondo se encuentran próximas al bloque Lliquimuni, que es operado por YPFB Petroandina SAM.
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