Chile.
Contratos de Riesgo.
Con una producción de 19.000 bpd (similar a la de Bolivia hace algunos años), Chile no suele figurar en los informes sobre el sector petrolero latinoamericano, a pesar de que es uno de los grandes importadores netos de la región, y de que su dependencia de las importaciones está en rápido aumento. Esta indiferencia cambiará dentro de poco, a medida que Brasil se aproxime a la autosuficiencia.
El petróleo y el gas representan alrededor de la mitad de la energía que se usa en Chile. Pero la producción petrolera nacional, que a comienzos de los ´80 satisfacía alrededor de la mitad de las necesidades internas, apenas cubrió -con 7,1 millones de barriles- 15% del consumo el año pasado.
Los pozos en la zona de producción del estrecho de Magallanes se están agotando con rapidez, y la Empresa Nacional de Petróleo (Enap) ha decidido desacelerar la hasta ahora infructuosa búsqueda en esa zona, para concentrarse en otros sectores: este año dispone de un presupuesto de
US$100 millones, para las operaciones en marcha y las nuevas inversiones.
La estrategia de Enap está basada ahora en “joint ventures” en el exterior y en contratos de exploración “de riesgo” con empresas extranjeras en dos áreas: en el desierto de Atacama, desde Antofagasta hasta Copiapó, y fuera del país.
Ya ha firmado seis contratos de exploración con empresas extranjeras (cuatro de ellos en el norte chileno). Hunt Oil, de Estados Unidos, está perforando en dos áreas: el salar de Atacama (desde hace 18 meses) y la meseta andina frente a Iquique. Hasta ahora no ha alcanzado resultados
positivos.
Eurocan Bermuda, una sociedad suizo-canadiense, tiene contratos para perforar en una zona desértica frente a Antofagasta, y en el salar Pedernales, cerca de Copiapó.
En la zona del estrecho de Magallanes Enap tiene contratos con las firmas norteamericanas Texaco y Anderman-Smith y con la argentina Arjerado.
El transporte automotor representa poco más de la mitad del consumo de derivados del petróleo. La industria (incluyendo la minería) toma 24%, los usuarios comerciales y residenciales 14%, y el restante 10% el propio sector petrolero y la generación de electricidad.
Chile no tiene mucho margen para reducir su factura petrolera, ya que ha avanzado mucho en esa dirección: la Comisión Nacional de Energía calcula que, para aumentar el PBI en una unidad, Chile necesita ahora casi 30% menos petróleo que en 1973.
Cuba.
Nuevas Reglas de Juego.
Cuba es, desde hace mucho tiempo, uno de los grandes importadores latinoamericanos de petróleo. Y ahora, como resultado del cambio de sus relaciones con la Unión Soviética, se ha convertido en un gran importador con problemas.
La producción cubana llega a cerca de 10.000 bpd, apenas suficiente para cubrir 5% de su consumo interno. La Unión Soviética solía proveer unos 261.000 bpd de crudo y derivados, suficientes para cubrir la diferencia y dejarle al país un superávit de alrededor de 70.000 bpd, que vendía en el mercado “spot” para obtener las divisas duras que tanto necesitaba.
Esto ha estado cambiando desde 1989. En 1990, Moscú entregó menos de lo que había prometido.
Este año se firmó un nuevo acuerdo bilateral, que reduce la contribución soviética a 201.000 bpd (contando crudo y derivados), más o menos lo mismo que el consumo cubano. Esto dejaría un excedente exportable de apenas 10.000 bpd.
Y eso no es todo: los soviéticos también advirtieron que a partir de 1992 sólo seguirán proveyendo petróleo si se les paga con divisas duras, en vez de las unidades contables a precios bastante inferiores a los vigentes en el mercado internacional.
De hecho, las perspectivas que surgen del nuevo acuerdo con la URSS podrían significar una pérdida de unos US$ 1.500 millones para Cuba.
La respuesta cubana se dirigió a dos frentes: por una parte, tomó drásticas medidas para reducir el consumo interno, cerrando fábricas y desalentando el uso de vehículos automotores (los agricultores comenzaron a utilizar bueyes, y el gobierno importó enormes cantidades de bicicletas desde China). La meta consiste en reducir el consumo en un tercio, lo cual dejaría al país, al menos por un año, con más o menos el mismo excedente para vender en el mercado “spot”.
En segundo lugar, Cuba invitó a empresas extranjeras a explorar en busca de más petróleo, con una fórmula descrita como “acuerdo de sociedad para la producción” con la Unión del Petróleo de Cuba. A fines de 1990 se firmó un acuerdo con Total y la Compagnie Européenne des Pétroles, para explorar 1.800 km2 y perforar cuatro pozos en el mar, frente a Santa Clara.
El gobierno también estaría negociando con British Petroleum y otras empresas europeas.
Paraguay.
¿Zona de Reserva?
Muchos paraguayos creen que el país es víctima de una conspiración de las empresas petroleras. Sospechan que en sus primeras exploraciones las firmas extranjeras encontraron yacimientos pero decidieron mantener en secreto su existencia, ubicación y dimensiones. Paraguay sería, según esta teoría, “una zona de reserva”.
La historia de las búsquedas infructuosas se remonta a 1947, cuando empresas extranjeras comenzaron a explorar zonas fronterizas, vecinas a conocidos yacimientos en Argentina y Bolivia. Las exploraciones se han reanudado, extendiéndose ahora a otras regiones del país.
En diciembre del año pasado, el gobierno del presidente Andrés Rodríguez anunció la aprobación, con algunas modificaciones, de un acuerdo firmado en setiembre con Union Pacific, para explorar un área de unas 1,7 millones de hectáreas en el departamento oriental de Canendiyú, a lo largo de la frontera con Brasil.
Casi simultáneamente se firmó un contrato con Phillips Petroleum, para explorar una zona más tradicional: 22.000 km2 en el Chaco occidental, cerca de la frontera con Bolivia. Esta misma zona fue explorada a comienzos de los años ´60 por otras dos compañías extranjeras. Los funcionarios confían en que el avance tecnológico sea decisivo esta vez para ubicar los escurridizos yacimientos.
El gobierno está ofreciendo contratos de exploración y extracción a 25 años. Si se encuentra petróleo, el Estado comenzará a recibir una cuota (de 10% a 15%) cuando la producción alcance determinado nivel (entre 5.000 y 20.000 bpd).
Además de Union Pacific y Phillips Petroleum habrá tres empresas extranjeras buscando petróleo en Paraguay (la tercera es Texaco) y antes de fin de año podrían sumarse otras tres firmas.
Produccion Petrolera1.
Periodo 000bpd.
1982 3.003.
1986 2.750.
1987 2.870.
1988 2.880.
1989 2.890.
1990 2.950.
1990/89 (%) 2,1.
1990/82 (%) -1,8.
1 Incluye gas natural licuado.
Inversiones.
US$ miles.
Período de millones.
1989 1,9.
1990 2,0.
1991-951 4,0.
1 Promedio anual de inversiones planeadas por US$20bn.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones).
1982 72,5.
1989 66,4.
1990 65,51.
1990/89 -1,4.
1990/82 -9,7.
R/P (años)2 59,53.
1 Según Pemex: otras fuentes calculan no más de 52bn.
2 Relación reservas/producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
3 A la menor estimación de reservas: 47,2 años.
ProducciOn Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 1.895.
1986 1.845.
1987 1.765.
1988 1.825.
1989 1.852.
1990 2.150.
1990/89 (%) 16,0.
1990/82 (%) 13,5.
1 Incluye gas natural licuado.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones).
1987 56,3.
1990 59,1.
1990/87 (%) 5,0.
R/P (años)1 64,8.
1 Relación reservas/producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
El Petróleo Pesado.
Reservas del Orinoco, m barr.
Total, estimado 1.200.000.
Recuperable1 270.000.
1 Con tecnología actual.
Plan de expansión.
unidades 1991 1996 % var.
Petróleo crudo mbpd 2,5 3,6 44,0.
Refinación, total mbpd 1,2 1,6 33,3.
-en el extranjero mbpd 0,6 0,9 50,0.
Gas natural 000bpd1 423 502 18,7.
Petroquímicos mta 2,5 13,7 448,0.
1 Equivalente en petróleo.
producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 275.
1986 595.
1987 585.
1988 550.
1989 617.
1990 654.
1990/89 (%) 6,0.
1990/82 (%) 137,8.
1 Incluye gas natural licuado. No incluye producción de Braspetro en el exterior.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones).
1987 2,3.
1990 2,8.
1990/87 (%) 21,7.
R/P (años)1 11,3.
1 Relación reservas/producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
Inversiones.
Período US$.
(miles de millones).
1991 2,01.
1992-95 3,02.
1 Braspetro invertirá US$ 140 millones en operaciones en el extranjero.
2 Promedio anual de los US$ 12.000 millones del plan de inversiones.
El Balance Petrolero.
000bpd.
1989 1990 1991 1994 20003.
Producción 617 654 7201 1.0001 1.500.
Consumo 1.178 1.190 1.1701 1.3002 1.500.
Diferencia -561 -536 -450 -300 0.
1 Proyección del gobierno.
2 Proyección, suponiendo rápida recuperación de la recesión.
3 Pronóstico de Petrobrás.
Producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 491.
1986 434.
1987 428.
1988 450.
1989 460.
1990 431.
1990/89 (%) -6,3.
1990/82 (%) -12,2.
1 Incluye gas natural licuado.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones).
1987 2,3.
1990 1,9.
1990/87 (%) -17,4.
R/P (años)1 11,4
1 Relación reservas/producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
Expansión.
Niveles de prod. contemplados
Período 000bpd
1991 457.
1992 500.
1995 689.
1995/91 (%) 50,8.
Cómo Alcanzar el Crecimiento.
Contribución proyectada (%), 1991-95.
Producción Inversión1 Ingresos fiscales2
Areas centrales 45,1 56,0 55,7
Contratos de prod. 31,0 18,6 22,4
Areas marginales 15,9 9,7 16,4
Plan Houston3 8,0 15,7 5,8
1 Total: US$ 10.900 millones. 2 Total: US$ 6.500 millones. 3 Iniciado por el gobierno del presidente Raúl Alfonsín (1983-89).
Producción Petrolera 1.
Período 000bpd.
1982 142.
1986 303.
1987 385.
1988 376.
1989 404.
1990 439.
1990/89 (%) 8,7.
1990/82 (%) 209,2.
1 Incluye gas natural licuado.
Balance del Comercio Petrolero.
US$ millones.
Período Import. Export. Balanza.
1982 664,4 349,3 -315,1.
1986 133,4 461,8 328,4.
1987 102,5 1.374,3 1.271,8.
1988 208,0 1.007,1 799,1.
1989 210,2 1.402,8 1.192,5.
19901 270,0 1.500,0 1.230,0.
1 Estimaciones.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones).
1984 0,6.
1987 1,6.
1990 1,8.
1990/84 (%) 200,0.
R/P (años)1 11,4.
1 Relación reservas/producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
Producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 210.
1986 280.
1987 170.
1988 309.
1989 287.
1990 290.
1990/89 (%) 1,0.
1990/82 (%) 38,0.
1 Incluye gas natural licuado.
Reservas.
Período Barriles.
(miles de millones)
1984 1,7.
1987 1,3.
1990 1,4.
1990/87 (%) 7,7.
1990/84 (%) -17,6.
R/P (años)1 7,8.
1 Relación Reservas/Producción: años que durarán las reservas al nivel actual de producción.
Declinación prevista.
Yacimientos amazónicos.
Período 000bpd.
2000 270.
2010 113.
Consumo actual 130.
Plan de Expansión.
Niveles de producción proyectados.
Periodo 000bpd.
1990 290.
1991 300.
1992 310.
1995 360.
1995/90 (%) 24,1.
Producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 175.
1986 169.
1987 155.
1988 151.
1989 149.
1990 151.
1990/89 (%) 1,3.
1990/82 (%) -13,4.
1 Incluye gas natural licuado.
Exportaciones.
Período 000bpd.
1986 89,3.
1987 76,1.
1988 74,2.
1989 74,2.
1990 76,7.
1990/89 (%) 3,4.
1990/86 (%) -14,1.
Producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1982 195.
1986 178.
1987 164.
1988 145.
1989 131.
1990 116.
1990/89 (%) -11,5.
1990/82 (%) -40,5.
1 Incluye gas natural licuado.
El Balance.
Cifras de 1990 000bpd.
Producción 116.
Consumo 100.
Superávit 16.
Producción Petrolera1.
Período 000bpd.
1984 21.
1987 19.
1990 26.
1990/87 (%) 36,8.
1990/84 (%) 23,8.
1 Incluye gas natural licuado.
El Balance.
000bpd.
Producción 26,0.
-YPFB1 20,4.
-Privada 3,7.
Consumo 23,4.
Diferencia 2,6.
1 No incluye consumo propio.
Internacionalización.
También Se Crece Hacia Afuera.
Tras los pasos de Venezuela y Brasil, otras empresas estatales de la región se lanzaron a participar en el negocio petrolero más allá de sus fronteras.
En América latina, la “internacionalización” del sector petrolero no significa precisamente el ingreso al país de compañías extranjeras, sino la salida de las empresas estatales nacionales al exterior. La expresión fue acuñada cuando Petróleos de Venezuela (PDVSA) comenzó a comprar participaciones en refinerías en otros países para asegurar la colocación de su crudo.
Durante los últimos años, Venezuela ha comprado, total o parcialmente, refinerías en Alemania (Veba Oel); Estados Unidos (Champlin, Unocal, Citgo) y Suecia (Nynas). También contempla la posibilidad de aventurarse en Checoslovaquia y, con Veba Oel, en lo que fue Alemania oriental.
La primera etapa de este proceso ha jugado un papel muy importante en el ambicioso plan de expansión del sector petrolero venezolano: PDVSA se propone incrementar la capacidad de refinación en el extranjero, más que en Venezuela.
Recientemente, Venezuela dio a esta política un nuevo matiz: ahora incursiona también en tareas de exploración de nuevos yacimientos en varios países de la región. Se han firmado acuerdos con Honduras y Guatemala, y la lista de objetivos incluye a Perú, Trinidad y Granada.
En realidad, Brasil tomó este rumbo desde el comienzo, como resultado natural de su tradicional dependencia de las importaciones de crudo y su necesidad de asegurarse el abastecimiento.
Braspetro, el brazo internacional de la compañía estatal Petrobrás, ha estado trabajando desde hace tiempo en Angola, en sociedad con Texaco, y también en el mar del Norte y en México.
En otras incursiones por el exterior ya ha encontrado petróleo en Colombia y Ecuador. Los brasileños también negocian con Argentina un acuerdo de exploración en el Atlántico sur, e iniciaron conversaciones sobre planes similares con Bolivia y Perú.
A la Búsqueda de Socios.
También presionado por la necesidad de asegurarse nuevas fuentes de aprovisionamiento, Chile marcha en la misma dirección. Las actividades de Enap en el extranjero incluyen un nuevo contrato con YPF y varias empresas privadas argentinas para explorar el Atlántico sur. Enap mantiene, además, contratos similares con empresas colombianas y ecuatorianas. En estos casos, la empresa opera a través de su subsidiaria Sipetrol (Servicio Petrolero S.A.).
Pero un intento de formalizar un emprendimiento conjunto con empresas argentinas para construir un gasoducto desde los yacimientos en Neuquén hasta Santiago de Chile fracasó a comienzos de este año. Los chilenos atribuyeron esto a las indecisiones del sector público argentino.
El gas serviría para uso residencial e industrial, pero también existían planes para emplearlo como combustible en el transporte público.
México, por su parte, está ofreciendo “know-how”. Pemex, a través de su brazo técnico, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) ya está asistiendo a Petroecuador y Petroperú. También colabora en un estudio de factibilidad para una refinería en Belice.
Este tipo de intercambio ha sido alentado por una organización regional poco conocida, Asistencia Recíproca Estatal Petrolera (Arpel), con sede en Montevideo. Fundada 26 años atrás, Arpel está tratando de promover el comercio intrarregional de equipos petroleros. América latina compra actualmente en el exterior alrededor de un tercio de lo que necesita. El valor total de estas importaciones llega a US$ 5.000 millones, que podrían duplicarse (como ocurrió en 1980) si el sector mantuviese su actual ritmo de evolución.
Colombia está siguiendo los pasos de Venezuela en Europa oriental. En mayo de este año, la firma colombiana Petroservicios firmó cartas de intención con ocho empresas húngaras.
También la Argentina.
La Argentina también salió a la palestra regional a través de la empresa mixta Interpetrol, en la que YPF participa con 49% de las acciones, en sociedad con las privadas Compañía General de Combustibles, DAPSA y Bunkersud (con 17% cada una). Esta trading facturó US$ 600 millones por sus ventas de petróleo el año pasado y se cree que llegará a los US$ 1.000 millones al cabo de este ejercicio.
Aunque no refina ni explora en el exterior, como Petróleos de Venezuela o Petroservicios de Colombia, Interpetrol compra y vende en terceros países casi 70% de los productos que comercializa.
Realiza operaciones de triangulación con Colombia, Nigeria, Venezuela, Chile, México, Uruguay, Perú, Siria, Paquistán, Estados Unidos y hasta con la Unión Soviética. En algunos casos el intercambio se hace alrededor del procesamiento del crudo y en otros incluye el “blending” con las naftas argentinas.
La presencia de Interpetrol en los negocios petroleros internacionales le abrió las puertas de la comunidad financiera a la industria local. YPF ha podido acceder, de este modo, a créditos “blandos” para poner en marcha de inmediato programas de explotación de dos centenares de pozos. Esos recursos se reintegrarán en 3 años con las exportaciones que generen.
La desregulación aplicada a la actividad petrolera desde comienzos del año, como corolario de un ciclo iniciado con el Plan Houston en 1986, terminó con la política de autoabastecimiento que imperó durante medio siglo. De ser el amo absoluto del crudo nacional, YPF es ahora una empresa más y debe competir fronteras adentro y en el exterior con las otras compañías.
El presidente de Interpetrol, Adolfo Sánchez Zinny, afirma que actualmente “la Argentina está en condiciones de exportar regularmente hidrocarburos y tener un saldo favorable de la balanza comercial, aun admitiendo eventuales necesidades de importación de ciertos tipos de crudos o productos derivados”.
La experiencia comercial externa que cosechó la trading mixta argentina, al operar en contacto con Marc Rich, Coastal y Global, sirve para apuntalar a YPF en la mejora de las instalaciones de almacenaje portuario y de carga y descarga, rubro que había estado desguarnecido por el escaso movimiento internacional que la caracterizaba.
El crecimiento previsto para el negocio petrolero en la Argentina prevé un saldo favorable en divisas de US$ 1.000 a 1.500 millones en los próximos cinco años. La meta será el resultado de un simétrico incremento de la exploración y la explotación locales con las exportaciones de productos derivados de los hidrocarburos.
Dentro de este notable aumento de la actividad, la habilidad para concertar programas con otros países, en un marco de máximas ventajas comerciales y económicas, será la clave del éxito. Es la línea de marketing que siguen los vecinos del continente en la nutriente energética.
-Congreso petrolero mundial-
La Industria de la Posguerra.
El primer inventario petrolero mundial tras la guerra del Golfo se realizará en Buenos Aires, entre el 20 y el 25 de octubre, cuando las puertas del hotel Sheraton se abran para recibir a más de 2.000 delegados de 50 países dedicados a los negocios con hidrocarburos.
El 13er Congreso Mundial de Petróleo que se celebrará en esa fecha congregará a especialistas de renombre, como el secretario general de la OPEP, Subroto; el presidente de la Royal Dutch Petroleum y director gerente de Royal Dutch Shell Group, L.C. van Wache ; el titular de Unocal Corporation, Richard Stegemeier; el presidente y director de Koa Oil, Teruo Noguchi; el ministro de la Industria del Petróleo y del Gas de la Unión Soviética, Lev D. Chourilov; el presidente de Petróleos de Venezuela, Andrés Sosa Pietri, y el titular de Schlumberger, Euan Baird, entre otras personalidades que disertarán sobre la industria petrolera.
El marco logrado para este acontecimiento será aprovechado por las autoridades nacionales, con el presidente Carlos Menem a la cabeza, para mostrar ante potenciales inversionistas la internacionalización del país en la actividad petrolera tras la desregulación y desmonopolización aplicada al sector.
Los conferenciantes invitados hablarán sobre los nuevos horizontes que se presentan para la industria, desafíos tecnológicos y oportunidades comerciales. Asimismo, se brindará un pormenorizado informe acerca de la producción petrolera de Kuwait, el estado y la cantidad de pozos incendiados y de los ya controlados.
Entre los disertantes se prevé la presencia del especialista argentino Oscar Vicente, vicepresidente de Pérez Companc, quien trazará un panorama de la industria petrolera argentina, como ejemplo de un caso a nivel mundial. En la rueda de prensa realizada en el Instituto Argentino de Petróleo para anunciar el congreso, el titular de YPF, José Estenssoro, anticipó que habrá anuncios en torno del lanzamiento internacional de un nuevo plan exploratorio que reemplazará al Houston.