Colombia.
Hallazgos y Esperanzas.
En mayo de este año la prensa colombiana dedicó grandes titulares al descubrimiento de un yacimiento petrolero en la zona sudoriental de Casanare, anunciado por el consorcio formado por British Petroleum, Total y Triton Energy. Aunque las autoridades y las empresas explicaron que las primeras estimaciones no estarían disponibles durante varios meses, la prensa mencionó reservas de entre 500 y 2.000 millones de barriles.
Cualquier cifra de entre las mencionadas (la más elevada duplicaría las reservas probadas del país) constituiría un éxito espectacular. Pero algunos días antes se había registrado una reacción casi tan entusiasta como ésta ante un hallazgo mucho más modesto en Putumayo: apenas 4 millones de barriles.
La razón del entusiasmo es fácil de explicar. Los especialistas especulan desde hace algún tiempo sobre lo que ocurrirá en el caso de una declinación del rendimiento del yacimiento de Caño Limón (que colocó al país en la categoría de exportador y proporciona alrededor de la mitad de la producción).
La exploración se ha estado desacelerando en los últimos años, y con ella el ritmo de hallazgos. En 1990, las reservas probadas cayeron de 2.000 millones de barriles a 1.800 millones. Un factor importante en esta reversión fue la actividad guerrillera del Ejército de Liberación Nacional (ELN), que se ha especializado en sabotear el oleoducto desde Caño Limón. Esta amenaza podría desaparecer, como consecuencia de las conversaciones de paz.
Pero hay otros factores: la incertidumbre sobre la redefinición de las condiciones para los contratos con operadores extranjeros (que duró hasta fines de 1989), y luego la reacción de las empresas ante las nuevas condiciones, que en la práctica desalentaron la inversión.
Por otra parte, los expertos tienen la impresión de que el desarrollo futuro dependerá de la explotación de numerosos yacimientos pequeños, en vez de uno grande como Caño Limón. Y con las actuales cláusulas contractuales la búsqueda de ese tipo de depósito no es atractiva para las empresas extranjeras.
Ecopetrol ha asignado US$ 540 millones para la exploración durante los próximos cinco años en áreas de baja actividad sísmica, lo que equivale a dos tercios del territorio con posibilidades de contener petróleo. Pero esto representa apenas un tercio del esfuerzo necesario.
Los especialistas creen que el país podría dejar de exportar crudo en la segunda mitad de esta década, para convertirse en importador neto hacia el año 2000.
Esto representaría un grave revés, teniendo en cuenta el notable crecimiento experimentado por el sector petrolero en la última década. En 1982 el país producía apenas 142.000 bpd -menos de lo que puede ofrecer el reciente hallazgo en Putumayo- y el comercio petrolero arrojaba un déficit de
US$ 315 millones. En 1986 la producción se había duplicado, y en el plano comercial el sector petrolero exhibía un superávit de US$ 385 millones.
En 1990 la producción llegó a triplicar el nivel de la de 1982, y el país registró por segundo año consecutivo un superávit petrolero de más de US$ 1.000 millones. Los altos precios de fines de 1990 facilitaron el buen resultado. De cualquier manera, desde el punto de vista de las cuentas nacionales, Colombia tiene cierto margen de maniobra: para 1995 debería estar en funcionamiento una nueva refinería (construida a un costo de US$ 735 millones), que procesará 100.000 bpd de crudo. Colombia importa actualmente 22.000 bpd de gasolina.
La empresa petrolera del estado español, Repsol, ha incrementado a 13 sus concesiones en Colombia, con la firma de dos nuevos contratos de exploración con Ecopetrol. Los acuerdos cubren dos nuevos bloques, Orteguaza y Andaquíes, en la cuenca de Putumayo, cerca de la frontera con Ecuador.
Repsol informó que los oleoductos existentes en ambos lados de la frontera pueden ser usados para exportar el petróleo extraído. El área total de la empresa en Colombia es de 45.000 km2. También tiene bajo concesión 25% del campo de Caño Limón.
Ecuador.
Tropiezos en el Plan de Expansion.
El sector petrolero ecuatoriano enfrenta dos problemas. Uno, inmediato, es la combinación de dificultades de comercialización que ha impuesto una drástica reducción de la producción. El otro, de mediano plazo, es cómo incrementar las reservas probadas, para revertir una tendencia que de otro modo eliminaría al país de las filas de exportadores.
A fines del año pasado, Ecuador enfrentaba la perspectiva de una rápida declinación de la producción de sus yacimientos amazónicos, a partir del segundo lustro de esta década. La producción caería a 270.000 bpd en el año 2000 y a 113.000 bpd una década más tarde. Se situaría así por debajo del nivel actual de consumo interno (130.000 bpd).
El gobierno ha preparado planes para acelerar la exploración y extender el oleoducto transecuatoriano, con el fin de aumentar gradualmente la producción hasta llegar a 360.000 bpd en 1995, lo que representaría 24% más que lo que se produce ahora.
Con este objetivo, se anunció la asignación de US$ 200 millones a Petroproducción y Petroamazonas, una suma proporcionalmente inferior a la prevista por México, Venezuela y Argentina para fines similares.
A mediados de este año ya era evidente que el plan encontraría tropiezos: problemas de tráfico en el canal de Panamá se sumaron a otras dificultades que forzaron a las autoridades a suspender el bombeo y reducir la producción.
La exportación del petróleo ecuatoriano depende de un flujo ininterrumpido de crudo. La terminal en Esmeraldas sólo tiene capacidad para cargar 773.000 barriles, lo cual limita la capacidad del país para recuperar el terreno perdido, tras una suspensión de los embarques.
Existe, además, otro cuello de botella: la capacidad de almacenamiento en la costa del Pacífico es limitada (el puerto de Balao, por ejemplo, sólo puede almacenar lo necesario para una semana de tráfico), lo que significa que cualquier tropiezo se refleja en todo el sistema, hasta en los yacimientos de la Amazonia.
En mayo, el gobierno ordenó recortar la producción en 50.000 bpd (la primera reducción de esta magnitud desde el terremoto de 1987). Mientras persista el problema, Ecuador producirá 17% menos crudo que en 1990, en lugar de incrementar la extracción en 3,4%, como estaba previsto.
Trinidad y Tobago.
Recuperacion y RefinerIas.
Aunque la producción petrolera de Trinidad ha permanecido virtualmente en el mismo nivel durante los últimos tres años (en 1990 se registró un ligero aumento, que apenas recuperó la caída del año anterior), y las reservas se incrementaron en el mismo periodo, la declinación es evidente en el panorama a largo plazo.
La producción actual es 30% inferior a la de 1978 (el año “punta”), cuando llegó a 215.000 bpd. Incluso con el incremento reciente, las reservas son más bajas que en los primeros años de la década, y sólo durarían 11 años con los niveles actuales de producción.
Las compañías estatales Trintoc y Trintopec han convenido durante los últimos dos años varios emprendimientos conjuntos con empresas extranjeras, para tratar de mejorar las perspectivas.
A comienzos de este año el gobierno anunció su intención de acelerar la exploración.
También asignó US$ 400 millones a un programa de recuperación secundaria, que permitirá aprovechar reservas estimadas en 30 millones de barriles (16,8 millones “offshore” y 13,2 millones en tierra firme).
La mayor parte del programa se financiará con fondos externos: el BID prestará US$ 260 millones, el Eximbank japonés y el Banco Europeo de Inversiones proporcionarán otros US$ 75 millones.
Al mismo tiempo, Trinidad se está embarcando en un plan para modernizar las refinerías, que requerirá una inversión de US$ 260 millones. El principal objetivo es incrementar a 160.000 bpd la capacidad de la planta de Trintoc en Pointe-ê-Terre. Esta refinería procesa actualmente unos 66.000 bpd, o 43,7% de la producción nacional de crudo.
Desde setiembre de 1990 el país ha firmado dos acuerdos para procesar unos 70.000 bpd de crudo venezolano.
El gobierno pronostica que el resultado de la recuperación secundaria y la expansión de las refinerías aportarán ingresos adicionales por valor de US$ 1.300 millones durante los próximos 15 años.
Estas estimaciones pueden resultar demasiado optimistas: los planes fueron concebidos cuando los precios estaban inflados por la crisis del Golfo, y el gobierno esperaba un promedio de US$ 22 por barril.
Perú.
Por Ahora, Freno a la Declinacion.
El sector petrolero peruano ha estado en declinación desde hace más de una década, y aunque el gobierno hace esfuerzos para revertir la tendencia, deposita más esperanzas en el desarrollo del prometedor yacimiento de gas natural de Camisea que en la posibilidad de una novedad espectacular en el plano estrictamente petrolero.
La incertidumbre política y la falta de recursos han reducido la exploración. Para colmo, algunas prospecciones resultaron infructuosas (como la de la compañía Occidental en la zona amazónica central).
Como parte del intento de mejorar el desempeño del sector, el gobierno anunció en agosto la liberalización del mercado de petróleo y gas al eliminar el monopolio de la compañía estatal Petroperú en la refinación, distribución y comercialización. El mercado quedó así abierto a empresas locales y extranjeras.
Además, el gobierno se propone reducir la burocracia en la concesión de exploraciones petroleras. En adelante, tales contratos, negociados por Petroperú, el Estado y las empresas, serán autorizados por decreto del Poder Ejecutivo.
La producción se derrumbó de 195.000 bpd en 1982 a 116.000 bpd en 1990, manteniéndose a duras penas por encima de un nivel deprimido de consumo interno (alrededor de 100.000 bpd).
De registrarse una ligera recuperación de la economía, el consumo podría aumentar a 140.000 bpd, lo que significa que, si no se encuentra más petróleo, el país podría convertirse en importador en pocos años.
Las reservas se han reducido en más de la mitad durante la última década: ahora llegan a 350 millones de barriles, suficientes para poco más de ocho años al nivel actual de producción.
Petroperú planea invertir US$ 200 millones este año, con el modesto objetivo inmediato de aumentar la producción a 130.000 bpd. El gobierno también ha firmado contratos con empresas extranjeras: uno muy discutido, con Mobil, fue suscripto a fines de 1990. A mediados de este año anunció que se disponía a firmar otros dos, con Texas Crude y American Petroleum. Otros siete u ocho están en preparación.
También se informó que Occidental, tras su frustración en la Amazonia, estaba negociando para hacerse cargo de un nuevo bloque, cerca de la frontera con Ecuador. Se dice que Oxy habría ofrecido abrir 40 pozos, incrementando su producción en unos 10.000 bpd. Esto, sumado a los 4.000 bpd que Petroperú espera extraer del yacimiento de Chambira, permitiría aproximarse a la
meta.
A largo plazo, el gobierno deposita sus esperanzas en los capitales extranjeros que pueda atraer el yacimiento gasífero de Camisea, que contendría unos 10,8 trillones de pies cúbicos de gas natural y 725 millones de barriles de gas natural líquido: el equivalente de 2.058 millones de barriles de petróleo, casi seis veces las reservas probadas de crudo. Cuando esté en plena producción podría generar US$ 15.000 millones durante 20 años.
A casi cuatro años del descubrimiento por Shell del gigantesco yacimiento de Camisea, el gobierno anunció recientemente que la empresa invertirá US$ 237 millones en su desarrollo.
Esto, sin embargo, no equivale a una luz verde para el proyecto. El plan prevé la formación de una empresa de capital mixto entre Shell, inversionistas peruanos y la compañía estatal Petroperú.
Hasta ahora, sólo está asegurada la presencia de Shell. Según voceros oficiales, la participación de Petroperú depende de la capacidad de la empresa para obtener créditos blandos en el exterior.
Bolivia.
Puertas Abiertas.
Bolivia es un productor petrolero modesto, y ni siquiera el más optimista de los funcionarios cree que los actuales esfuerzos puedan acercarlo con relativa rapidez al nivel de los líderes del sector.
De cualquier modo, el gobierno confía en que la apertura del sector a la participación extranjera le dará el impulso suficiente para alcanzar un margen exportable mucho mayor que los 251 bpd que colocó en 1990.
La conducción estatal del sector logró, en los últimos años, incrementar la producción en casi 37%. El nivel logrado en 1990, de 26.000 bpd, fue casi 25% más elevado que el de los primeros años de la década anterior.
La campaña para “abrir” el sector tuvo una inauguración poco alentadora en 1990, cuando el gobierno comenzó a firmar contratos sin aguardar la aprobación por el Congreso de la nueva ley de hidrocarburos. Esto desencadenó una reacción nacionalista, encabezada por los sindicatos, que por un tiempo bloqueó la puesta en marcha de los contratos.
Pero la ley fue finalmente aprobada, y este año se firmaron contratos con varias petroleras:
* En febrero, con Esso Exploration, para explorar 3 millones de hectáreas en el altiplano, con una inversión de US$ 60 millones.
* En marzo, con un consorcio formado por Texaco Exploration Azero Inc. y Sun Oil Bolivia, para explorar un millón de hectáreas en los departamentos de Chuquisaca y Santa Cruz, con una inversión mínima en la primera etapa de US$ 24 millones.
Los sindicatos y los movimientos cívicos que combatieron los contratos de 1990 se limitan ahora a una actitud de “vigilancia” del cumplimiento de las obligaciones contractuales de las empresas extranjeras.
Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) tiene sus propios planes, e incrementará el presupuesto de US$ 80 millones a US$ 170 millones, pero el gobierno cree que la mayor parte de las inversiones procederá del sector privado.
A mediados de 1991 comenzaron a surgir indicios de que los planificadores deberán revisar sus evaluaciones del esfuerzo requerido: consultores independientes, contratados por el Banco Mundial para evaluar las reservas de hidrocarburos, las calcularon en 120 millones de barriles de crudo, una cifra considerablemente inferior a la estimación oficial de 180 millones de barriles.
El estudio fue encargado para determinar la viabilidad de un ambicioso proyecto del gobierno: un gasoducto hacia la frontera brasileña. En este sentido el resultado fue alentador: las reservas fueron calculadas en 4 trillones de pies cúbicos de gas natural.