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SEGURIDAD ENERGÉTICA:Desafíos y Oportunidades de la Industria del Gas y Petróleo en el Contexto Mundial

MEMORIA

4 V CONGRESO INTERNACIONAL YPFB GAS Y PETRÓLEO 2015

Carta de Bienvenida Guillermo Achá Morales - YPFB

Acto de Inauguración Evo Morales Ayma - Excelentísimo Sr. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia

I. COMPORTAMIENTO Y PERSPECTIVAS DE LOS MERCADOS DEL GAS & PETRÓLEO

Desafíos para los mercados de gas natural y petróleo en un contexto de precios bajos David Carroll

El comportamiento de los mercados del gas natural en el mundo Mahdjouba Belaifa

Perspectivas de la exploración y las nuevas condiciones de precios Jean Burrus

Perspectivas de la industria del gas y del petróleo en la región Eduardo Abriata

Desafíos en la Integración de los mercados del gas natural y eléctrico en Brasil Jorge Delmonte

Perspectivas a corto y mediano plazo en los mercados de gas natural y petróleo Michael Barry

Impacto del precio del petróleo y gas natural en los proyectos petroquímicos. Perspectiva en la industria petroquímica Sergio Thiesen

II. SEGURIDAD ENERGÉTICA Y LOS DESAFÍOS DE LA INDUSTRIA EN EL ÁMBITO REGIONAL

GNL en Latinoamérica: Nuevos proyectos, nuevo mercado Patricia Garip

Exploración y desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina Carlos Colo

Impacto de los precios actuales de petróleo en el Proyecto Presal. Desafíos de Brasil como exportador de crudo José Jorge de Moraes Junior

Agitación en el sector del crudo y su impacto en la petroquímica Chris Geisler

El negocio del GNL bajo la perspectiva del contexto regional Rosa María Ortíz Ríos

Seguridad energética y oportunidades de integración regional Jorge Ciacciarelli

Políticas y desafíos energéticos del próximo quinquenio Luis Alberto Sánchez

Seguridad Energética: Consolidando la Exploración y la Petroquímica Guillermo Achá

Conclusiones sobre las exposiciones y discusiones del V Congreso Internacional YPFB Gas y Petróleo 2015 Gonzalo Saavedra

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CONTENIDO


La transcendencia nacional y regional del Congreso Inter-nacional YPFB Gas & Petróleo, es posible gracias al amplio respaldo del Presidente del Estado Plurinacional de Bo-livia, Evo Morales Ayma y del Vicepresidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Álvaro García Linera, quienes año tras año asumieron una participación activa en la cita más importante del sector hidrocarburos, marcando el rumbo y énfasis correspondiente en la agenda de cada Congreso.

Cincuenta ejecutivos y expertos de talla mundial, pro-venientes de entidades y empresas de Argentina, Brasil, Canadá, Colombia, Corea del Sur, China, Ecuador, Espa-ña, Estados Unidos, Francia, Holanda, Italia, México, Perú, Trinidad y Tobago, Reino Unido, Suiza y Venezuela, entre el año 2011 y 2014, compartieron sus experiencias, co-nocimientos y expectativas, con gran apertura, ante una

exquisita audiencia cuyo número superó las tres mil per-sonas, representando a los Órganos Ejecutivo y Legisla-tivo del Gobierno de Bolivia, a gobiernos de países con representación en Bolivia, a entidades nacionales del sec-tor hidrocarburos, a gobiernos subnacionales, a compa-ñías petroleras que prestan servicios a YPFB, consultoras y empresas nacionales y extranjeras con sede en el país, universidades y otras entidades de la sociedad civil. A ellos, disertantes y participantes en el Congreso, va nues-tro mayor agradecimiento, pues juntos hicieron realidad el objetivo pensado el año 2011. Asimismo, el Congreso contó siempre con el apoyo decidido del Ministro de Hi-drocarburos y Energía.

Hoy daremos inicio a la quinta versión del Congreso Inter-nacional de YPFB Gas & Petróleo, que dedicará sus jorna-das al análisis del Comportamiento y Perspectivas de los



Mercados del Gas y del Petróleo, así como a la Seguridad Energética y los Desafíos de la Industria en el Ámbito Re-gional, de la mano de importantes ejecutivos y expertos del sector de hidrocarburos, de empresas y entidades con base en Qatar, Uruguay, Reino Unido, Noruega, Francia, Estados Unidos, Brasil y Argentina. Agradecemos antici-padamente su aporte a la consolidación de este espacio, esencial para la comprensión de los problemas y oportu-nidades del sector, en una coyuntura caracterizada por el desarrollo de los no convencionales, el intenso comercio mundial y regional de hidrocarburos por diferentes me-dios, el comportamiento poco predecible de los precios, el avance de grandes proyectos de GNL y las estrategias energéticas que materializan extraordinarios y gigantes-cos proyectos en actual ejecución en el mundo, la región y el país.

Así también, una vez más, contamos con la extraordinaria presencia de cerca de mil participantes, incluyendo a los representantes de la prensa nacional y extranjera.

Que estos dos días de arduo e incesante trabajo sea para todos nosotros una grata y enriquecedora experiencia.

Sean bienvenidos.

Guillermo Achá MoralesPresidente Ejecutivo YPFB


El presidente del Estado Plurinacional de Bolivia, Evo Mo-rales, en el discurso inaugural del V Congreso Internacio-nal YPFB Gas & Petróleo 2015, planteó que ahora la tarea común entre los países de Latinoamérica debe ser orga-nizarse para enfrentar las nuevas amenazas en términos económicos, al considerar que algunas potencias pre-tenden causar daño a los países que empiezan a resolver sus problemas sociales al sacar provecho de los recursos naturales.

La historia del mundo –afirmó- demuestra que algunas potencias buscan el domino político para proceder des-pués al despojo económico. En una reunión de gabinete comentábamos, dijo Morales, que si Bolivia estuviera mal económicamente seguro que algunas potencias ya esta-rían en pos del control político, por eso indicó que es vital para los países emergentes cuidar la economía, seguir creciendo con inversión, para garantizar el crecimiento, pues sin liberación económica cree que no puede haber liberación social, cultural, política ni democrática. Y re-marcó que si la economía va bien, las potencias no van a poder ejercer la dominación que pretenden.

En el caso de Bolivia, manifestó que la nacionalización de los hidrocarburos ha contribuido a la liberación económica y por tanto está convencido de que el debate ahora debe ser cómo potenciar la política económica boliviana.

A modo de antecedentes, citó que en 2005 cuando se co-menzaba la aplicación del pago de la renta petrolera con el Impuesto Directo a los Hidrocarburos (IDH) el monto total era de 300 millones de dólares, entonces fue cam-biada la Ley de Hidrocarburos y ese pago a las regiones se duplicó, para ir en aumento progresivo hasta que en 2014 la renta petrolera llegó a 5.800 millones de dólares. Por eso cuestionó las pérdidas que significarán a Bolivia la ampliación del modelo de empresas privatizadas en el pasado. Dijo también que la planta separadora de lí-quidos permitió cortar la importación de GLP y más bien ahora se puede exportar.

Respecto a un tema actual, como la polémica por la incur-sión de la estatal petrolera YPFB en labores de explora-ción en áreas protegidas, Evo Morales indicó que se trata de un derecho del Estado y que sólo se va a explorar en 7 de las 22 áreas protegidas, sin afectación para el medio ambiente. En ese sentido, aplaudió la noticia de que los indígenas guaraníes dieran su aval para tal exploración y consideró que la decisión es una muestra de que no están sometidos a las ONG’s, fundaciones o entidades de Euro-pa o Estados Unidos.

Morales afirmó que las consultas a los indígenas se van a respetar, pero insistió en que existe manipulación exter-na que perjudica. Defendió el derecho a decidir dónde y

Martes 21 de junioCOMPORTAMIENTO Y PERSPECTIVAS DE LOS MERCADOS DEL GAS & PETRÓLEO

ACTO DE INAUGURACIÓN

Evo Morales AymaExcelentísimo Sr. Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia


cómo realizar prospección petrolera, sin intervención ex-tranjera. Criticó también a algunos movimientos indíge-nas que piden compensaciones en efectivo, al asegurar que ese dinero no llega a los pueblos donde se realizan exploraciones. Por eso, dijo, las nuevas normas estable-cen compensaciones en proyectos productivos para la comunidad.

El mandatario puso de manifiesto que si bien Bolivia, en este momento, basa sus ingresos en la exportación del gas, se debe apuntar a invertir en otros rubros del sector energético y citó que una planta termoeléctrica tiene la ventaja de acortar plazos de estudios y ejecución de pro-yectos, para atender las demandas internas y externas. Recordó que al asumir su primera gestión la demanda interna era en promedio de 750 megavatios y tras nue-ve años aumentó en unos 500 megavatios, mientras en países vecinos la demanda anual va de 3.000 a 7.000 me-gavatios.

Morales estimó que hasta 2020, en Bolivia la demanda puede llegar a un tope de 2.000 megavatios anuales, por lo tanto considera que el país puede compartir sus reser-vas de energía eléctrica que van en aumento. Convocó a los gobiernos departamentales para ser socios de plantas termoeléctricas, geotérmicas o hidroeléctricas, de ener-gía solar y eólica.

Evo Morales señaló estar convencido de que Bolivia pue-de ser el centro energético de Sudamérica, para ello soli-citó el acompañamiento de inversiones en vez de mani-pular impuestos en base a limitaciones externas. Admitió que pueden surgir debates por una eventual afectación al medio ambiente, pero recordó que Bolivia es uno de los países activos en los preparativos para la próxima cumbre ambiental en París y además personeros del gabinete del presidente de Estados Unidos, Barack Obama, también manifestaron su interés de reunirse con el canciller boli-viano. Es una muestra, acotó, de que a Bolivia la buscan potencias en temas de medio ambiente, debido a la polí-tica nacional de vivir en armonía con la Madre Tierra.

Insistió en que es una obligación aumentar las inversio-nes en el sector hidrocarburos, para mejorar la economía del pueblo boliviano, porque desde que Bolivia carece de temores en materia económica ante otros países u or-ganismos internacionales es que puede avanzar en sus transformaciones.

El mandatario boliviano agradeció la presencia de los participantes nacionales y extranjeros en el congreso y aplaudió la decisión de compartir experiencias y conoci-mientos.


I. COMPORTAMIENTO Y PERSPECTIVAS DE LOS MERCADOS DEL GAS & PETROLEO

Desafíos para los mercados de gas natural y petróleo en un contexto de precios bajos. David Carroll

El comportamiento de los mercados del gas natural en el mundo. Mahdjouba Belaifa

Perspectivas de la exploración y las nuevas condiciones de precios. Jean Burrus

Perspectivas de la industria del gas y del petróleo en la región. Eduardo Abriata

Desafíos en la Integración de los mercados del gas natural y eléctrico en Brasil. Jorge Delmonte

Perspectivas a corto y mediano plazo en los mercados de gas natural y petróleo. Michael Barry

Impacto del precio del petróleo y gas natural en los proyectos petroquímicos. Perspectiva en la industria petroquímica. Sergio Thiesen


El estadounidense David Carroll, presidente de Interna-tional Gas Union (IGU), durante su alocución en el V Con-greso Internacional YPFB Gas & Petróleo 2015, informó que esa entidad tiene 91 afiliados, que incluyen asocia-ciones nacionales de gas, o compañías nacionales pro-ductoras de gas natural, partícipes en la cadena de valor de exploración, producción y transporte.

IGU, con sede en Oslo (Noruega), tiene como objetivo, mejorar la calidad de vida de los ciudadanos en términos ambientales, económicos, seguridad de abastecimiento, además de tener como meta suministrar energía y ayu-dar a que la industria global del gas sea auto sostenible y rentable, indicó Carroll.

Asimismo, hizo un resumen de la Conferencia Mundial del Gas, realizada en París en junio de 2015, en la que se estableció la proyección de que el gas se convierta en el combustible fósil que reemplace el petróleo y carbón an-tes de 2040, resaltando la importancia de que el gas sus-tituya al carbón a fin de reducir las emisiones que causan el efecto invernadero.

Carroll dijo que en esta gestión de Estados Unidos al fren-te del IGU se ha desarrollado un plan trianual de acción que incluye objetivos y programas y proyectos para pro-pulsar la industria, enfocado en desarrollar mercados en

términos de debidas aplicaciones y eliminando barreras comerciales, para mejorar el acceso no sólo al abaste-cimiento de gas sino también para aumentar el acceso para usuarios individuales en todo el mundo, y construir infraestructura para distribuir ese gas desde los sitios de producción hasta el mercado.

Al referirse a las dinámicas actuales en la industria mun-dial del gas, sostuvo que los volúmenes mundiales de gas se aproximan a 3.500 trillones de metros cúbicos de de-manda total, de los cuales, el 70% se consume donde se produce y el 30% restante se comercializa mayormente por gasoductos (como hace Bolivia a Brasil y Argentina). Un 10% del comercio internacional de gas es mediante LNG.

Sobre los precios del gas en los últimos 10 años, explicó que alrededor de 2009 comenzó a notarse la divergencia entre los precios regionales, debido al rápido desarrollo de los recursos de Estados Unidos mientras que en 2015 se advierte una significativa declinación de los precios tanto en Estados Unidos como en Europa y en Asia. En comparación, en el mismo periodo, los precios del petró-leo fueron estables entre las tres plazas citadas, debido a un mercado mundial bien desarrollado que mantiene estables los precios.

DESAFÍOS PARA LOS MERCADOS DE GAS NATURAL Y PETRÓLEO EN UN CONTEXTO DE PRECIOS BAJOS

David CarrollPresidente International Gas Union (IGU) - Noruega

Martes 21 de junioTEMÁTICA: COMPORTAMIENTO Y PERSPECTIVAS DE LOS MERCADOS DEL GAS & PETRÓLEO

Presidente de la Unión Internacional del Gas para las TIC ,Estados Unidos, con el liderazgo de la American Gas Association, preparado para acoger la Conferencia Mundial del Gas de 2018 en Washington, DC., teniendo como misión principal abogar por el gas natural como una parte integral de un sistema global de energía sostenible, y promover el progreso político, técnico y económico de la industria del gas. El Sr. Carroll es también Presidente y CEO del Instituto de Tecnología de Gas en Des Plaines, Illinois, EE.UU, al que se unió en 2001 después de trabajar en diversos puestos técnicos y de gestión con Praxair, Inc., Líquidos Carbónica Industries (una subsidiaria de Chicago Bridge & Iron) y Air Products and Chemicals, Inc. Se desempeñó como Presidente del Comité de Dirección de la 17ª Conferencia Internacional y Exposición sobre Gas Natural Licuado celebrada en Houston, Texas el 16 hasta 19 abril, 2013. Es miembro de la Sociedad de la iluminación de gas y las reservas en el tablero de la Nacional de Combustibles Gas Company.


En relación al Gas Natural Licuado (GNL, por sus siglas en inglés), sostuvo que Estados Unidos tiene un gran inte-rés en estos días, sea como carga base o como gran pro-veedor, con envíos a los mercados de Asia y Europa, al primero con importantes ahorros en costos. Dicho país cuenta con cientos de productores de gas, tanto grandes compañías internacionales como pequeños productores independientes que reaccionan muy rápidamente ante las señales de precios del mercado, tanto en lo positivo, cuando la producción puede incrementarse rápidamen-te, como en lo negativo, cuando no hay necesidad de que se produzca tanto gas.

El presidente de IGU agregó que a pesar de una notable caída en las actividades de equipos gasíferos, la curva de producción sigue en aumento, lo que atribuyó a la aplica-ción de tecnología que ha facilitado el descubrimiento de puntos ideales de gas natural en los reservorios, y que re-duce los tiempos de perforación para completar un pozo, reduciendo también costos con operaciones como el reci-claje de agua. Por eso se continúa produciendo más y más gas con cada vez menos equipos, destacó. Sobre la caída del precio del petróleo, que disminuye las ganancias de las grandes compañías perforadoras petroleras y gasíferas, in-dicó que uno de los efectos es que aumenta la presión de los inversionistas para comenzar a reducir costos.

En este panorama, ¿qué está pasando en la industria glo-bal del gas? Se refirió a Estados Unidos, donde en abril de 2015 se produjo más electricidad a partir del gas na-tural en un mes que a partir del carbón, con beneficios ambientales.

Europa está diversificando sus fuentes de abastecimien-to de gas, siendo Rusia y Noruega los proveedores más grandes.

En cuanto a Asia, pretenden desarrollar recursos de gas para abastecer sus economías crecientes. En lugares como China, se intenta optar por el gas para remplazar el carbón, para limpiar el aire, y también se trata de que los precios alcancen un nivel que permita el uso masivo.

En cuanto a Latinoamérica, señaló que percibe esfuerzos enfocados en la producción de muchos recursos, como Bolivia lo está haciendo, para aumentar la conectividad y el comercio con sus vecinos, y también implementan-do acciones que permitan atraer inversiones adicionales, internas y quizás con otros socios para que esta industria siga creciendo.


Madhjouba Belaifa, en representación del Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG), con sede permanente en Qatar e integrado por 18 países de Latinoamérica, el Ca-ribe, África, Europa y Asia, dijo que esa entidad desarrolla un rol importante en el mercado mundial porque repre-senta el 65% de las reservas mundiales de gas, el 63% de exportaciones mundiales por gasoductos y 66% del co-mercio mundial de energía.

El FPEG admite cambios significativos en el mapa ener-gético, como el paso de Estados Unidos de ser un gran importador dependiente a potencial exportador de gas y GNL, merced a instalaciones con una capacidad de más de 61 MM t que están en construcción. Otros potencia-les productores emergentes que están tomando impulso son Mozambique y Tanzania, con GNL.

Otro factor importante para el FPEG es la vulnerabilidad de las políticas energéticas, especialmente en Europa don-de las políticas de declinación han sido derrotadas por la economía, permitiendo que el carbón desplace al gas en la generación de electricidad, con más de 54 bcm perdidos sólo en este sector, habiéndose archivado planes de planta de turbinas de doble ciclo propulsadas por gas.

En Latinoamérica, tercer mercado mundial de GNL, han aumentado las necesidades de importación de este pro-

ducto, y se ha sentido el drástico colapso de los precios del petróleo desde junio de 2014, reforzado por la deci-sión de la Organización de Países Exportadores de Petró-leo (OPEP) de mantener la producción en el nivel actual de 13 MMbd, lo que impacta en las inversiones de ups-tream y downstream, las estrategias de compañías E&P y los precios del gas natural.

Belaifa esbozó que las políticas energéticas se enfocan en cuatro áreas principales: eficiencia, seguridad de abaste-cimiento, infraestructura y el cambio ambiental.

Sostuvo que cuando se habla de la demanda energética, automáticamente pensamos en el crecimiento económi-co. Se estima que la economía mundial se expandirá más de 2,5 veces antes del 2040. A esto se suma que la pobla-ción mundial crecerá en 1,5 mil millones en los próximos 25 años, que junto al incremento de los ingresos, la ur-banización continua y las mejorías en la calidad de vida, hace suponer que se necesitarán más viviendas, automó-viles, calefacción, y otros, lo que implica una creciente necesidad de energía.

En términos de la producción de gas natural, a nivel mun-dial se alcanzó la cifra de 3,46 tcm en el 2014, marcando un aumento del 1,5% en comparación al 2013. Esta pro-ducción fue impulsada principalmente por la producción

Veinte años de experiencia en SONATRACH, la empresa nacional de hidrocarburos de Argelia, en gestión de proyectos, estudios, planificación, evaluación económica, simulación, negociaciones para acuerdos con los accionistas, al igual que en negociaciones de licencias tecnológicas, alianzas con la industria del petróleo y gas y con la industria petroquímica.

Cargos desempeñados en Sonatrach: Directora de Desarrollo de Negocios, Jefe del Departamento de Relaciones Internacionales, Ingeniera Principal de Estudios Económicos. Antecedentes Académicos: Recibió una beca del Japón y obtuvo una Maestría en Econometría del Instituto de Investigación Económica de la Universidad de Kyoto, Japón. Obtuvo una Maestría en Investigación de Operaciones de la Universidad de Ciencias y Tecnología de Argel.

Madhjouba BelaifaJefe del Departamento de Análisis de Mercado de Gas de Gas Foro de Países Exportadores de Gas (FPEG) - Qatar

EL COMPORTAMIENTO DE LOS MERCADOS DE GAS NATURAL EN EL MUNDO



de shale gas en Estados Unidos (roca de esquisto, una for-mación sedimentaria que contiene gas y petróleo).

En cuanto a Latinoamérica, que contribuye con más del 5% de la producción global de gas natural, dijo que tuvo un aumento del 1% impulsado por Bolivia, Brasil, Perú y Venezuela.

Otra cifra brindada por la representante del FPEG es que se ha reforzado la participación del gas natural en la ma-triz energética. Desde la perspectiva de las reservas, se espera que la producción de gas aumente a 3,6 tcm hasta el 2020 y 5 tcm hasta el 2035, a partir de su nivel actual de 3,5 tcm.

Sobre el modelo global del gas que tiene el Foro de Países Exportadores de Gas, Belaifa consideró que la producción del gas natural seguirá creciendo en respuesta a la cre-ciente demanda, llegando a duplicarse en las próximas dos décadas. A pesar de la aparición de nuevos produc-tores importantes el FPEG seguirá manteniendo su posi-ción de socio estratégico, productor y proveedor de gas natural con un nivel del 40% a disposición de las crecien-tes necesidades del mercado.

El comercio del GNL será más rápido que el comercio del gas natural, 3,4% versus 2,7%, respectivamente, de-bido a que los nuevos proyectos están configurados con

la opción de GNL por su flexibilidad de llegar a distintos destinos y de permitir el arbitraje entre oportunidades de mercado, manifestó.

A modo de conclusión, la disertante manifestó que a pe-sar de todas las incertidumbres y desafíos identificados en el mercado del gas, el nuevo mapa energético favo-rece al gas natural y seguirá siendo un actor estelar en la matriz energética global y en la preservación del medio ambiente. Cree que la buena noticia es que el sustituto del carbón utilizado en las industrias reduce las emisio-nes en más del 65% y el gas natural remplazará al carbón en la mayoría de los países.

En vez de competir con otros proveedores, anticipa que el FPEG ayudará a sus socios, en particular los latinoame-ricanos, para asegurar sus necesidades de gas natural para su crecimiento económico, y el FPEG está determi-nado a desempeñar su papel de proveedor confiable de gas natural al mercado por las siguientes décadas.

Planteó la importancia de que los actores del mercado se involucren en la cadena de oferta y demanda, es decir, las compañías energéticas, financieras y tecnológicas deben trabajar juntas en el desarrollo de recursos y el acceso jus-to a la tecnología.


El presidente de Beicip Franlab, Jean Burrus, puntualizó que su firma consultora, afiliada al Instituto Francés del Petróleo, es independiente de toda empresa petrolera, contratista u operadora, y proporciona servicios de con-sultoría a la industria del petróleo y gas, a compañías pe-troleras nacionales, gobiernos y compañías privadas en todo el mundo, con un 40% de sus actividades en Lati-noamérica.

Su tesis es que la tecnología es una forma relativamente barata para encontrar más recursos de petróleo y gas.

Planteó el escenario futuro en el que será técnicamente más difícil encontrar petróleo y gas y producirlos, que en el pasado. Los campos son más profundos, a veces más pequeños, más difíciles de encontrar, más difíciles de pro-ducir, por eso se precisa tecnología. Y no es porque ahora los precios bajan, sino porque es una realidad geológica.

A su parecer, existe también una falsa impresión de segu-ridad por contar con reservas para 40 años y pronósticos de producción estable, considerando que la base de de-clinación del 5%. Sin exploración para aumentar las reser-vas, o sin mejoras a los factores de recuperación, los 70 MMbd de producción de petróleo convencional de hoy, serán 23 MMbd en el 2035.

Indicó que la buena noticia son los registros de los últi-mos 10 años que muestran que hay mucho petróleo y gas esperando ser encontrados. El descubrimiento más

grande registrado es el campo Gaukinish, en Turkmenis-tán, de más de 100 mil millones de barriles de petróleo equivalente. Luego están los campos en Brasil, bajo la sal. Así como otros descubrimientos en el mar de Mozambi-que, el golfo de México y el mar Stavanger en Noruega.

Respecto a los costos y gastos de exploración, recordó que en 2014 la caída de precios del petróleo hizo que los presupuestos se recortaran hasta en un 20%, en respues-ta a la crisis. Normalmente, la estructura de costas para la exploración de pozos profundos en altamar destina 90% de los recursos al programa de exploración, 7% asísmi-ca y el resto a estudios y consultorías, a objeto de decidir qué pozo perforar, o qué pozos poner en determinado horizonte.

Para el caso de Bolivia, el costo de un programa de ex-ploración también estará dominado por costos de perfo-ración, de sísmica, y de forma muy marginal entran los costos del equipo responsable de ubicar los pozos explo-ratorios. Esta industria es muy rara pues invierte grandes cantidades en programas de exploración, pero los mon-tos dedicados a pensar dónde y cómo perforar, son de-masiado pequeños, si se compara el costo-beneficio.

En cambio, la que consideró una estructura de explora-ción de interpretación avanzada se encarga de seleccio-nar tecnología innovadora, que suele representar 0,5% del costo del programa total. Afirmó que si la mejor forma de ahorrar costos es no perforar un pozo seco, hay que

Presidente y CEO DE Beicip-Franlab, se graduó de la Escuela de Minas de París con un grado de Ingeniero Civil y un grado de Doctorado en Hidro-logía Cuantitativa. Dio clases de Geociencias en el Argelian Petroleum Institute en 1980 y 1981. Comenzó su carrera en IFPEN como investigador en 1982. Participó en la creación del primer software de modelado de sistemas petrolífero usado mundialmente.

Fue galardonado con el Premio de Barbier de la Sociedad Geológica de Francia. Fue nombrado Jefe de la División de IFPEN Geología-Geoquímica en 1992 y de la División de Ingeniería de Yacimientos en 1995. Se unió a Beicip-Franlab como Director Técnico en 1997. Se convirtió en Presidente del Consejo de Supervisión de Beicip-Franlab en 1999 y Presidente y CEO de Beicip-Franlab en enero de 2010.

Jean BurrusPresidente BEICIP FRANLAB - Francia

DESAFÍOS PARA LOS MERCADOS DE GAS NATURAL Y PETRÓLEO EN UN CONTEXTO DE PRECIOS BAJOS



optar por buenos equipos geocientíficos y tecnología in-novadora.

Sobre las nuevas tecnologías disponibles para la explo-ración en estructuras complejas (como las montañas de Bolivia) o donde el petróleo y el gas se encuentran deba-jo de complejas estructuras tectónicas, se aplica el nuevo proceso que funciona como una simulación de avalancha, donde los sedimentos están distribuidos en la cuenca. Se crea un modelo de alta resolución de la trampa, calibrado con pozos existentes, y se predice la organización de es-quistos entre los pozos. Se trata de geología matemática y se aplica en situaciones reales desde hace un lustro. Con la incorporación de la interpretación geofísica y del pen-samiento geológico, Beincip Franlab pudo construir mo-delos de alta resolución de Siberia central, que contiene millones de caparazones, y se logró resolver la ecuación que representa la migración de petróleo y gas.

Técnicas similares se aplicaron en alta mar, al este de Canadá, en Nueva Escocia, región explorada en los ‘80 y descartada. Al reconstruir las distribuciones del reser-vorio, la estratigrafía, para comprender las migraciones, se concluyó que las actividades exploratorias en los ‘80 pasaron por alto los principales objetivos. Shell y BP se adjudicaron contratos ahí.

Entonces el mensaje es sobre cómo un estudio relativa-mente barato puede cambiar la percepción de la indus-

tria sobre los intereses en petróleo y gas en regiones in-maduras y de alto riesgo.

En el caso de Bolivia, Jean Burrus apuntó que los campos petroleros y gasíferos se encuentran en áreas complejas como la subandina y Santa Cruz, donde la historia explo-ratoria se concentró en sísmica e intentos de perforación.

Ahora los nuevos conceptos consisten en tratar de miti-gar los riesgos exploratorios mientras se plantean nuevas interrogantes fundamentales: ¿Cuándo y dónde migran el petróleo y el gas? ¿Dónde tenemos las más altas proba-bilidades para encontrar estructuras de hidrocarburos? ¿Se trata de gas o de petróleo, o en qué proporciones? Entonces al integrar diferentes disciplinas y aplicando estos métodos matemático-geológicos innovadores se puede refrescar los conceptos e ideas, y por último eva-luar los recursos y los futuros prospectos en Bolivia.

El presidente de Beicip Franlab concluye que hay necesi-dad de explorar porqué la producción agota las reservas escasas. También, que los estudios geológicos avanzados son claves para exploraciones exitosas, y son muy baratos en comparación a los costos de perforación.

Advierte que se debe conocer en profundidad varias dis-ciplinas, técnicas y tecnologías, para aplicar una integra-ción multidisciplinaria. La exploración no es un proceso lineal, habrá fracasos antes de alcanzar el éxito.


Eduardo Abriata, gerente técnico de Petróleo y Gas del Instituto Argentino del Petróleo (IAPG), disertó sobre las perspectivas de la industria del gas y del petróleo de América del Sur en general y Argentina en particular.

Comenzó por la oferta y demanda de gas. Respecto a las reservas probadas, el total general es de 7.608 miles de millones de metros cúbicos para América del Sur, lo cual equivale a 269 TCF. En cuanto a las reservas, en el caso de Argentina su horizonte no llega a los 7 años, mientras el resto de los países verifican un promedio de 10 años para el horizonte de reservas de gas. Las excepciones son Chile, sin hidrocarburos, y Venezuela con 85% de reser-vas que es gas disuelto asociado al petróleo, y aun así, si consideraríamos solamente gas libre igual Venezuela se mantiene por encima del horizonte. Entonces la pregun-ta es ¿Qué alternativas hay en Argentina para identificar recursos, para revertir la situación?

Abriata indicó que respecto a hidrocarburos convencio-nales, en todas las cuencas de Argentina hay formaciones o estructuras sin investigar, tanto en el norte como en la cuenca neuquina, también hay áreas que están inmovi-lizadas, como la cuenca austral. Pero lo que más impac-ta en este momento como posibilidad son los recursos

del shale gas, porque Argentina está segunda después de China, por encima de Estados Unidos y Canadá, con recursos que hace dos años alcanzaban los 802 TCF, dis-tribuidos de la siguiente manera: 308 TCF en Vaca Muerta, 273 TCF en Los Molles, cuenca Austral con 130 TCF, 86 TCF en Golfo San Jorge y 6 TFC en el Chaco Paranaense con 6 TCF.

En lo que respecta al shale gas, Argentina se encuentra ahora en la etapa exploratoria, debiendo resolver pronto cuestiones de logística y abastecimiento relacionadas a la construcción de más ductos, plantas de tratamiento, aper-tura de nuevos caminos, adquisición de más equipos de perforación, etc. Sobre el financiamiento, precisará entre 18 mil y 20 mil millones de dólares por año, adicionales a lo que se invierte actualmente. Por tanto, se requiere me-jorar el ambiente para las inversiones, modernizarlo. Para acceso a los mercados, hará falta ajustar distribución, pro-ductividad y costos. De momento, se está lejos del ideal en los proyectos de shale gas. El personal técnico operativo también debe aumentar, igual que la infraestructura para gas natural asociado al desarrollo de shale gas, todo esto, en la cuenca de Vaca Muerta.

Ingeniero en Petróleo con más de 30 años de experiencia profesional, en especial en temas de Exploración, Desarrollo y Producción, con perfil téc-nico-económico y gerencial.

Conoce integralmente todas las Cuencas de Argentina y varias de Latinoamérica, y se ha desempeñado en distintas empresas como ser YPF, CGC, Astra, Repsol YPF y Medanito; ocupando cargos gerenciales en Reservorios, Reservas, Proyectos Integrales de E&P, Asociaciones, Exploración y Desa-rrollo, Desarrollo de Negocios, y manejo de Activos del Upstream, incluyendo en los últimos años los Proyectos de HC No Convencionales.

Actualmente se desempeña como Gerente Técnico del Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, y, como Consultor técnico-económico y de gestión en temas del Upstream. También es socio de la Society of Petroleum Engineers y tiene experiencia en la docencia universitaria.

Eduardo AbriataGerente Técnico de Petróleo y Gas del Instituto Argentino del Petróleo (IAPG) - Argentina

PERSPECTIVAS DE LA INDUSTRIA DEL GAS Y DEL PETRÓLEO EN LA REGIÓN



El representante de IAPG sostuvo que están previstos otros proyectos de generación de energía, para sumar 40 mil megavatios al sistema, con centrales nucleares, recur-sos termales, la hidroelectricidad y el aprovechamiento del viento en varios lugares del país. Se estima que, en el plano de la distribución, en los próximos 20 años Argenti-na va a tener 5 millones de nuevos usuarios, mientras en la actualidad hay 8 millones de usuarios de gas natural.

Sobre la exploración y desarrollo del shale gas, admitió al-gunos percances para obtener la “Licencia Social”, y en los papeles también, porque la comunidad tiene poca infor-mación sobre la industria del petróleo y gas, tiene una vi-sión antigua, es decir, que es una industria sucia, desproli-ja, que no respeta las poblaciones cercanas ni los caminos. Hay falta de conocimiento de la tecnología, su evolución y su relación con el medio ambiente, hay desconfianza en las autoridades nacionales y provinciales de control, también hay desconfianza de los operadores extranjeros en cuanto a vienen a sacar todo el beneficio posible sin importarle la cuestión ambiental, y también hay movimientos sociales que, dijo, utilizan el medio ambiente como campo de ba-talla para criticar al gobierno.

Para afrontar este tema, explicó que se están generando

publicaciones técnicas y socioculturales en distintos am-bientes, se han creado páginas web donde se explican qué es el shale gas, cómo se los va a explotar, por qué trabajando bien no hay daños al medio ambiente. El IAPG tiene un par de sitios web que los trabaja con las univer-sidades y con los colegios secundarios, al margen de eso hay presentaciones y reuniones puntuales con la prensa en forma mensual, se sacan artículos en periódicos nacio-nales y extranjeros y, recientemente se han creado dos programas en radio y televisión de un día semanal como difusión de este tema.

El experto del IAPG apuntó que con 269 TCF de reservas, incluido el gas asociado al petróleo de Venezuela, las re-servas probadas de gas convencional junto con la actual infraestructura gasífera regional son un pilar importante para una mayor integración energética, sin considerar las reservas que van a venir de shale. Toda la infraestructura de la integración regional se encuentra en buen estado y actualizada desde el punto de vista tecnológico en cuan-to a controles y mediciones, puntualizó.

Las herramientas para trabajar están dadas, solamente hace falta la decisión de los países de Latinoamérica para avanzar más aun en la integración gasífera actual, concluyó Abriata.


Jorge Delmonte, gerente ejecutivo del Instituto Brasile-ño de Petróleo, Gas y Biocombustibles (IBP), explicó que cuentan con 244 compañías asociadas y 438 socios indi-viduales, provenientes de todas las áreas de la cadena de la industria: productores, importadores, transportadores, proveedores de productos y servicios.

Delmonte explicó que Brasil posee características úni-cas, debido a su amplia base de recursos renovables, es-pecialmente biocombustibles e hídricos, y también una porción de petróleo y gas. La generación de termoelec-tricidad a partir de gas natural es un poco mayor que a partir de energías renovables.

Para entender cómo se desarrolló el sector del gas na-tural en Brasil, recordó que en los ‘70, cuando la oferta de petróleo era menor a la demanda, se decidió buscar hidrocarburos en alta mar. Otro hito fue la construcción del gasoducto Bolivia-Brasil, con una capacidad de 30 MMpcd, que duplicaba el abastecimiento de gas desde 1998, cuando el mercado de gas tuvo un rápido creci-miento estimulando nuevas aplicaciones. Desde 2009, para que el abastecimiento de gas alimente la genera-ción de electricidad, se construyó la primera planta ter-moeléctrica regasificada natural en Río de Janeiro, y otras dos se construyeron en el norte. Y con esto, Brasil alcanzó en 2014, la capacidad para regasificar 41 MMcmd de GNL.

En cuanto a la demanda de gas natural en Brasil, citó que los principales segmentos consumidores son el indus-

trial, con el 43%, y el termomercado, con el 48%. El gas vehicular es el tercer sector más importante, pero con sólo el 5%.

El gas boliviano ha sido una fuente confiable y estable, pero para satisfacer la demanda de la termogeneración, se decidió importar GNL con contratos ajustados a la es-tacionalidad, y se decidió construir instalaciones para su importación. Para recibir las importaciones de este pro-ducto se construyeron tres terminales de regasificación, que permitieron utilizar 41 MMmcd y que representa un 30% del abastecimiento del mercado brasileño.

La falta de condiciones geográficas favorables para la construcción de reservorios de agua y la lejanía de la ma-yoría de los centros consumidores, hacen que las inver-siones en la transmisión de electricidad sean muy gran-des. En otras palabras, el sector hidroeléctrico depende en gran medida de las lluvias para mantener sus embal-ses de agua, mismas que no han aumentado mientras la demanda de electricidad ha crecido.

Por tanto, apuntó Delmonte, surge la necesidad de cam-biar la fuente de generación eléctrica considerando que gran proporción del gas producido en Brasil proviene de campos en altamar, cuyos costos de producción y trans-porte limitan su competitividad. A fin de asegurar la ge-neración de electricidad, se ha favorecido el uso del gas natural, gracias a sus características que favorecen al am-biente. Sin embargo, considerándose complementaria

Jorge Delmonte es Gerente Ejecutivo de Gas Natural en IBP-Petróleo Brasilero, Gas y Biocombustibles del Instituto y tiene una licenciatura en Inge-niería Química y un MBA en Gas Natural.

Desarrolla sus actividades abarcando principalmente los debates sobre las regulaciones de gas natural en Brasil. Entre otras cosas, coordina es-tudios, eventos y cursos sobre gas natural a través de IBP, participa de las discusiones acerca de la planeación energética, enfocándose en temas relacionados a la oferta y demanda de gas, generación de energía y desarrollo de la infraestructura de transmisión. Es también representante de IBP en la Unión Internacional de Gas (IGU siglas en inglés).

Jorge DelmonteGerente Ejecutivo del Instituto Brasilero de Petróleo Gas y Biocombustibles - Brasil

PERSPECTIVAS DE LA INDUSTRIA DEL GAS Y DEL PETRÓLEO EN LA REGIÓN



a la hidrogeneración, las termoplantas se construyeron sólo para funcionar cuando las hidroplantas disminuye-ran su producción.

El mercado eléctrico está en un estado avanzado de ma-durez. La producción y el consumo están diversificados. En el sector del gas la demanda se concentra en dos sec-tores: industrial y termoeléctrico..

En el lado del sector eléctrico, algunos objetivos siguen siendo importantes. Mantener una amplia participación de los renovables al menor costo posible. Sin embargo, el abastecimiento de fuentes renovables proviene de la energía solar, eólica y de biomasa, y como son estaciona-les, la generación eléctrica necesita privilegiar otras fuen-tes verdes y flexibles, agregó.

Para el gerente ejecutivo del IBP, superar el desafío de promover el desarrollo del gas en la termogeneración. Enumeró varios procesos gubernamentales como rele-vantes: licitaciones para explorar bloques, nuevas áreas abiertas para exploración y producción de gas y petróleo, plan de 10 años para la expansión de caminos, ductos y redes, construcción de nuevos gasoductos, subastas para contratos de nuevas plantas eléctricas, un plan de 10 años para la expansión energética en el que el gobierno define los lineamientos, el plan anual de operación eléc-trica y el plan de operación energética.

Algunas sugerencias de los productores para incenti-

var las inversiones en la termogeneración en Brasil son: permitir un mayor volumen de gas para a las termoge-neradoras considerando que una gran parte del gas está asociado al petróleo, tener una planificación a largo plazo que permita la interacción entre sectores del gas natural y el eléctrico, para que los productores inviertan más en nueva producción de gas.

También consideró importante promover cambios en las reglas de las subastas eléctricas, como reducir la necesidad de confirmar 25 años de reservas de gas probadas dedi-cadas a un solo proyecto de termogeneración, definir un límite para las penalidades, permitir que los inversionistas definan el índice de flexibilidad de sus proyectos que hoy están limitados a un máximo del 50%, que no es compati-ble con la producción de gas asociado, permitir un traspa-so de la indexación durante los 25 años de los contratos de gas, aumentar la predictibilidad de despachos, y el princi-pal desafío: encontrar el equilibro correcto en precios para sostener todas las inversiones en la cadena del gas y gene-rar electricidad a un nivel competitivo.

Dependiendo en las condiciones establecidas para ex-pandir las fuentes renovables, la termoelectricidad puede ser esencial para el desarrollo del mercado de gas natu-ral. Más aun, considerando la situación actual del sector hidroeléctrico y la expansión de fuentes renovables y estacionales, podemos asumir que la termogeneración puede ser demandada de una forma más intensiva en los próximos años, concluyó.


Michael Barry, director de Facts Global Energy (FGE), del Reino Unido, comenzó a disertar con la afirmación de que Estados Unidos es el principal productor de condensado del mundo, también el mayor exportador de productos refinados tras desplazar a Rusia y es el principal exporta-dor de GLP, por encima de Arabia Saudita, aparte de ser un importante exportador de carbón.

Un país que era comprador de energía pasó a ser expor-tador, mientras que China se ha convertido en el principal importador, sostuvo. Arabia Saudita ha visto desafiada su posición de mayor productor y exportador, por lo que para evitar que se repita lo sucedido en los años ‘80, ha decidido impulsar su producción, lo que hace caer el pre-cio y cambia por completo el escenario que se tenía hace dos años, sostuvo.

Para Barry, en el mercado actual de petróleo el precio de 100$US está fuera de consideración, a menos que algo extraordinario suceda, como un desastre de magnitud. Ahora el precio Brent, o el precio global, alcanza un rango de 50-75 $US, en el corto plazo, e incluso podría ser me-nor. Se pregunta qué va a ocurrir en el mundo del alma-cenamiento de petróleo en los siguientes meses y si los precios tienen que seguir bajando para que el mercado vuelva a encontrar su equilibrio.

En cuanto a la demanda mundial de petróleo en los próxi-mos años, indicó que China por sí sola constituye un área. Medio Oriente también está creciendo muy rápido. Lati-noamérica ha tenido un significativo crecimiento, pero

este año cae por el decrecimiento económico en Brasil. India se torna una nueva China en términos de crecimien-to global; finalmente, África es un área en crecimiento pero es muy pequeña en términos de volúmenes.

Considera que hay tres áreas donde hay una declinación a largo plazo: la demanda de EE.UU. se recuperó en 2015 debido al impacto de los bajos precios en la gasolina, pero no cree que eso se mantenga, por las ganancias en eficiencia en el sector de transporte de EE.UU. Europa se-guirá declinando por años, al igual que Japón, a pesar de haber un repunte hace un par de años después del desas-tre de Fukushima ya que tuvieron que usar más petróleo en la generación de electricidad, pero eso se está revir-tiendo porque están buscando reactivar sus generadores nucleares, y esto ocasionará una baja en la demanda de petróleo.

Citó que en algunos países latinoamericanos se ha dado la declinación total en el precio Brent desde hace un año, mientras que solo en EE.UU. esa declinación coincide con el precio de reventa, porque tiene un componente de impuestos. En algunos países los precios de reventa han aumentado, por dos razones: una, el impacto del dólar en las divisas locales, y dos, porque muchos países han aprovechado la caída de precios para cortar subsidios y así asegurar que los precios de reventa no caigan dema-siado. Esa es una razón por la que la demanda total de petróleo no se ha recuperado este año, al contrario de lo que se podría pensar, por los precios en la mitad de lo que estaban.

Michael Barry tiene más de 30 años de experiencia como consultor en la industria de los hidrocarburos/energía. Se graduó de la carrera de Economía en la Universidad de Cambridge en 1978, para luego trabajar como redactor de informes económicos para el Lloyds Bank, antes de pasar 10 años en la empresa Petroleum Economics Ltd (PEL), donde fue responsable de análisis a corto plazo de mercados de petróleo y energía.

Fue el cofundador de la firma consultora EMC-Energy Market Consultants (UK) Limited en 1989 (hoy FGE Londres) y es el Director responsable de la reco-nocida cobertura de mercados de petróleo a corto plazo de la empresa. Ha establecido una reputación como reconocido experto en la interpretación y proyección de variables fundamentales de los mercados de petróleo y en particular en el inventario de recursos de petróleo.

Michael BarryDirector Facts Global Energy (FGE) – Reino Unido

PERSPECTIVAS A CORTO Y MEDIANO PLAZO EN LOS MERCADOS DE GAS NATURAL Y PETRÓLEO



El punto principal, apuntó Barry, es que en 2014 la oferta superó la demanda. El excedente que no se iguala para que los stocks vuelvan a bajar en 2015. A partir de 2016 se estima un crecimiento fuera de la OPEP, una mayor oferta, potencialmente de Irak, quizás Libia, y probable-mente Irán. De alguna manera, OPEP quiere mantener su influencia, y su producción en los próximos años quizás sea de 32 MMbbd o más, mientras que vemos la deman-da del petróleo de la OPEP es de 31 MMbbd, y no se ad-vierte que tal brecha se cierre hasta quizás 2018-2019, cuando el nivel de los stocks comience a revertirse. Por tanto, quedan algunos años en que se mantendrá la si-tuación actual.

En cuanto a la refinación, el director de FGE advierte un escenario diferente, con desarrollo de unidades de desti-lación en todo el mundo. El sistema de refinación puede ser un mejor escenario para esta industria en los próxi-mos años porque hubieron muchas cancelaciones y pos-tergaciones en la capacidad de refinación a consecuencia de los márgenes muy bajos del año pasado.

Plantea la cuestión de si la decisión de los sauditas de mantener su cuota de mercado les está funcionando. ¿Es-tán recuperando su cuota de mercado con la influencia de los precios más bajos? No lo cree, porque aumentó la demanda y anticipa que el precio tiene que bajar más para regresar al equilibro del mercado. Añade que si el precio del barril se ubica por encima de los 60 US$, reapa-recerá abundante shale gas de EEUU y el círculo volverá a crecer. Por otra parte, si el precio se ubica por debajo

de 50 US$ por barril, estaremos ante un mundo bastante inestable. Los sauditas esperan que el precio se manten-ga alrededor de los 60 US$, y es posible que se hayan ren-dido ante su expectativa de 80 US$.

Sobre el mercado del gas, Asia domina las importaciones de GNL y es el área de crecimiento más acelerado. Barry también advierte cierto crecimiento en Europa, en Lati-noamérica, y un crecimiento de la demanda en el Medio Oriente en los próximos años. Un punto importante so-bre Asia es que a pesar del enorme crecimiento de su de-manda también hay un gran crecimiento de la oferta de GNL, especialmente de países como Australia, entonces, en los próximos años habrá un excedente en Asia, incluso si muchos proyectos a largo plazo se están cancelando o postergando.

El Medio Oriente es un área muy interesante, y augura un crecimiento de su demanda de GNL, lo que es una gran sorpresa, pues se supone que es una región exportadora, pero hay dificultades para enfrentar la demanda de elec-tricidad y sus desarrollos internos de gas no están avan-zando al ritmo que esperan, particularmente en Arabia Saudita.

Sobre su perspectiva de los precios de GNL para los próxi-mos años, cree que el diferencial entre este y oeste po-dría estrecharse en los próximos dos años, especialmente debido a que Qatar, que solía imponer los precios a los compradores asiáticos, podría debilitarse.


Sergio Thiesen, director superintendente de negocios internacionales de Braskem, presentó a su firma como la mayor empresa petroquímica de resinas termoplásticas de la región, que produce etano, etileno, propileno y las principales resinas, polietileno y polipropileno y PVC. No interviene en upstream ni downstream.

Respecto al escenario de petróleo, Thiesen considera que comenzar este año con el precio de 48 $us por barril tie-ne relación directa con un aumento de la producción de Norteamérica que llegó en el inicio de 2015 a 9 millones de toneladas y la demanda baja. Se agregó que Libia em-pezó a producir más; la OPEP no consiguió encontrar un acuerdo entre ellos, mantuvieron la producción y muchos afiliados superaban el cupo asignado. Con oferta alta, de-manda baja, el precio se vino abajo. Vale un antecedente. Estados Unidos elevó del 2011 al 2015 en un 51% la pro-ducción de petróleo, se transformó en un gran produc-tor en lugar del papel de importador estructural que se le asignaba. También elevaron su producción Libia, Irak. El salto de 2013 a 2014 fue de 2 millones de barriles por día adicionales. Mientras que en 2014 el crecimiento de la demanda neta fue de 600 mil barriles por día, o sea, una diferencia muy grande.

Su percepción es que el precio no va quedar en ese nivel, tampoco retornará a niveles mucho más altos, sino que fluctuará entre 70 y 90 dólares. En lo que respecta a su

rubro, avanza hacia el análisis del impacto en la industria petroquímica. El director superintendente de negocios internacionales de Braskem comenzó por etileno y po-lietileno, de mayor consumo. Se producen en plantas de etano y nafta básicamente, asociados directamente con el petróleo. El precio del polietileno siempre estará aso-ciado al precio de la nafta, porque éste va a ser el costo más alto el que determine el precio. Pero el margen es distinto, está relacionado a la oferta y demanda.

En el caso del polipropileno se da una situación pareci-da, pero el propano tiene una salida de la que el etileno carece. Es que la producción de polipropileno proviene de unidades “on purpose”, son unidades que consiguen producir propano que no sea a través que cracker, sino en la planta de hidrogenación de propano o de metá-tesis (variedad del cambio químico que consiste en el intercambio simple de las partes de dos sustancias com-puestas para formar dos nuevas sustancias), dos nuevas tecnologías.

Sobre el futuro del polipropileno, sostuvo que es la resina que tiene el mayor crecimiento en el mercado mundial y escasea eñ propano. Para solucionar la falta de materia prima, las plantas que están entrando en operación son las plantas “on purpose”. De los actuales 17 millones de toneladas por año se ha previsto llegar en 2020 con casi 40 millones de toneladas por año en tales plantas.

Ingeniero químico de la Universidad Federal de Rio Grande do Sul con post grado en Ingeniería de Procesamiento Petroquímico y más de 30 años de experiencia en la Industria Petroquímica. MBA de la Fundación Dom Cabral de Belo Horizonte en Brasil y en la Escuela de Negocios de la Univer-sidad de Columbia en Nueva York. Actualmente se desempeña como Director Superintendente para América Latina de la División de Negocios Internacionales de Braskem.

Sergio ThiesenDirector Superintendente de Negocios Internacionales Braskem - Brasil

IMPACTO DEL PRECIO DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL EN LOS PROYECTOS PETROQUÍMICOS - PERSPECTIVA EN LA INDUSTRIA PETROQUÍMICA



Añadió que el precio de la nafta acompaña la variación del precio del petróleo de cerca. Cuando el petróleo cae el 10% la nafta cae 10%; pero el precio del polietileno cae junto con la nafta. Para entender esto, hay que tener en claro que el precio es una cosa, el margen es otra. Si el precio de la materia prima cae en Bolivia puede haber buen margen, así el precio sea bajo o no.

En el caso de Braskem, señaló que tiene una planta de etanol y tres plantas de nafta, lo que le permiten compe-titividad, mientras la situación es compleja para los euro-peos que tienen un costo muy alto para producir. Cuando la revolución del shale gas apareció en 2009, en Estados Unidos, empezó esa diferencia de competitividad entre los productores de nafta que están en la zona del sur y los productores basados en gas en el norte.

Thiesen anticipa que ante una demanda global que cre-ce alrededor del 4% al año para etileno y polietileno, Estados Unidos va a ser un exportador estructural para atender la demanda de Europa y Sudamérica, que Asia va a continuar siendo importador neto a pesar a todas las inversiones y que Europa deberá cerrar algunas plan-tas por el alto costo de producción y va a ser importador. Oriente Medio aumenta su producción con algunas plan-tas de nafta, porque ya no hay tanto etano disponible en la región.

En el caso del propano y polipropileno es muy similar, pero propileno crece con más fuerza con la producción “on purpose” y en Estados Unidos el propano va estar muy competitivo por el gas shale. China continuará im-portando también, pero hasta 2025 puede ser autosufi-ciente, por la facilidad de producir propano a través de PDH. Estados Unidos y Medio Oriente serán suministra-dores de Europa.

A modo de conclusión, refirió que los productores a base de etano son más competitivos, aunque se exige cada vez más inversiones. Sobre polietilenos, Estados Unidos tiene los grandes exportadores, Europa y Asia los grandes importadores. Vaticinó que en la costa sudamericana del Pacífico estará un importador estructural fuerte si no se concreta el proyecto peruano, pues la región va a nece-sitar importar cerca de 2 millones de toneladas. Brasil va estar en una situación de autosuficiencia y sin condicio-nes de exportar mucho, por los costos. El mercado del Pa-cífico será atendido por Estados Unidos, en una situación de dependencia también para Bolivia y Paraguay.

En cuanto al polipropileno, con Estados Unidos y México como principales exportadores, Sudamérica tendrá que importar en 2020 cerca de 800 mil toneladas por año. Es, por tanto, una oportunidad para Bolivia de apuntar en ese sentido.


II. SEGURIDAD ENERGÉTICA Y LOS DESAFÍOS DE LA INDUSTRIA EN EL ÁMBITO REGIONALGNL en Latinoamérica: Nuevos proyectos, nuevo mercado Patricia Garip

Exploración y desarrollo de hidrocarburos no convencionales en Argentina Carlos Colo

Impacto de los precios actuales de petróleo en el Proyecto Presal. Desafíos de Brasil como exportador de crudo José Jorge de Moraes Junior

Agitación en el sector del crudo y su impacto en la petroquímica Chris Geisler

El negocio del GNL bajo la perspectiva del contexto regional Rosa María Ortiz Ríos

Seguridad Energética y oportunidades de integración regional Jorge Ciacciarelli

Políticas y desafíos energéticos del próximo quinquenio Luis Alberto Sánchez

Seguridad energética: Consolidando la Exploración y la Petroquímica

Guillermo Achá

Conclusiones V Congreso de Gas & Petróleo 2015 Gonzalo Saavedra


Patricia Garip, directora regional de Argus, explicó que su empresa realiza cotización de precios energéticos y de otros commodities, como ser los metales. Con sede en Londres, publican unas 10 mil cotizaciones al día, tienen presencia en 23 países, con casi 700 empleados y llevan una década cubriendo el mercado del GNL.

Sobre el GNL en Latinoamérica, planteó que es una re-gión que cuenta con abundantes reservas, sin embargo tuvo escasa exploración. En la región nació la primera planta de licuefacción, en Trinidad y Tobago, en 1999. La primera planta de regasificación se levantó en República Dominicana en 2003 y no fue hasta la segunda parte de la pasada década cuando el combustible echó raíces en el Cono Sur, en Brasil, Chile y Argentina.

Hoy en día el Cono Sur representa un flujo importante de demanda de GNL en el mundo y plantea que éste es percibido como un combustible fósil más amigable, más aceptable que el carbón y el petróleo. Actualmente exis-ten dos plantas o complejos de licuefacción, uno en Tri-nidad y otro en Perú y once terminales de regasificación, tres en México, tres en Brasil, dos, en Chile y en Argentina, y uno en República Dominicana. Además de esta infraes-tructura hay una creciente penetración en Bolivia a través de pequeñas plantas de licuefacción y regasificación que está aumentando la presencia de GNL en la región.

Según su recuento, en Brasil las tres terminales (Pecem, Bahía y Guanabara) son controladas por la estatal Petro-bras. En los últimos años una sequía severa bajó la dispo-nibilidad hidroeléctrica del país y la estructura energética ha cambiado. Antes un 98% dependía de la hidroelectri-cidad, ahora es del 60%. El país depende cada día más del despacho térmico y muchas de las plantas termoeléctri-cas utilizan GNL importado. Cree que es inevitable tener nuevas terminales de regasificación en Brasil, desarrolla-das por el sector privado.

Para la directora regional de Argus, Uruguay es un caso interesante, un país muy pequeño entre dos potencias, Argentina y Brasil, y que está construyendo una terminal de Ancap, cerca de Montevideo, con la intención de posi-cionarse como un hub para abastecer a los países vecinos, a través de exportaciones o a través de gas por ducto.

Chile tiene dos terminales, una en Centro Quintero y otra en Mejillones. La tercera terminal está en carpeta, un pro-yecto flotante. La estatal ENAP pretende asumir protago-nismo en el sector energético y destrabar los proyectos energéticos. Resta definir cuántas plantas eléctricas van a poder instalar en el país a base de gas. Perú es el único país que tiene capacidad de licuefacción orientada hacia la exportación en Sudamérica. Hay exploraciones en cur-so, entre ellas a cargo de Repsol. En Bolivia, sería intere-sante ver si en el futuro logra exportar GNL.

La periodista Patricia Garip cuenta con 23 años de experiencia cubriendo el sector energético. Actualmente es editora regional para América Latina de Argus Media. Basada en Santiago de Chile desde el 2004, ella maneja el equipo editorial desde México a Argentina.

Desde 1998 a 2003, Patricia cubrió las Naciones Unidas para Argus, enfocada en las sanciones sobre Iraq. Anteriormente, cubrió temas energéticos para Reuters y Petroleum Intelligence Weekly, ahora conocido como EIG, ambos en Nueva York. En 1992-93, trabajó como corresponsal para varios medios desde Caracas, Venezuela.

Patricia GaripJefe de la Oficina para Latinoamérica ARGUS - Reino Unido

GNL EN LATINOAMÉRICA: NUEVOS PROYECTOS, NUEVO MERCADO

Miércoles 22 de junioTEMÁTICA: SEGURIDAD ENERGÉTICA Y LOS DESAFÍOS DE LA INDUSTRIA EN EL ÁMBITO REGIONAL


Sostuvo que Argentina es un caso emblemático en el sen-tido de que el GNL llegó como un combustible de contin-gencia, un combustible de emergencia. Al principio, en el 2008 se dijo que sería sólo para los meses de invierno pero poco a poco el GNL llegó para quedarse, es una par-te permanente de la matriz energética.

Sobre Colombia, indicó que la regasificación parece ser el proyecto que tiene más rumbo. El Grupo Térmico está construyendo una planta cerca de Cartagena. Con el objetivo de importar GNL durante épocas de sequía, cuando el fenómeno de El Niño afecta la disponibilidad hidroeléctrica. Venezuela comenzó a producir gas aguas afuera, dejó de importar gas de Colombia, con la idea de revertir ese gasoducto y exportar gas a Colombia.

República Dominicana es país pionero en la regasifica-ción en el hemisferio. Por su posición geográfica, con-viene importar desde Estados Unidos. El Salvador es el país más avanzado en cuanto al GNL, tiene un proyecto en carpeta, hay una empresa local que acaba de lanzar una licitación para la importación. Costa Rica y Panamá también tienen planes para importar GNL. Estados Uni-dos es el caso más importante, con cinco proyectos en construcción y el primer cargamento comercial saldrá de Sabine Pass en 2016.

La directora regional de Argus sostuvo que México está en plena transición, la reforma energética ha desmante-

lado los monopolios tanto de Pemex como de la Comi-sión Federal de Electricidad y ahora está importando gas de esquisto de Estados Unidos. Trinidad y Tobago fue el primer país en el hemisferio en lanzar la licuefacción en 1999 pero se está quedando corto de gas. Entonces, el GNL está en pañales todavía, no hay tantos actores, hay creciente liquidez, está en pleno proceso de maduración.

En ciertos mercados como el de Latinoamérica, Argus publica precios derivados en el sentido de que toma el precio FOB más flete para publicar precios de Brasil, Ar-gentina, Chile, México, Costa Pacífico, costa del Golfo, y de esa forma cotiza los mercados, pero se considera que es cuestión de tiempo para que el GNL se pueda cotizar como en Europa y en Asia. Y así como el petróleo ya tiene sus propios fundamentos de oferta y demanda, existe la convicción de que el GNL se debe indexar a sí mismo. La época de utilizar el petróleo ha pasado, hasta el mismo Henry Hub, por el momento se va a utilizar para los con-tratos FOB Estados Unidos pero el GNL podría ir indexán-dose a GNL mismo, a los índices de GNL desarrollados por Argus o los índices de otras agencias en el mercado.

La caída de los precios petroleros desaceleran el desarro-llo de las reservas de gas en diferentes países. Los precios spot de GNL han perdido dos tercios de su valor desde el principio de 2004. Esta situación se podría prolongar también con la creciente oferta que está en el horizonte, tanto de Australia como de Estados Unidos y otros países.


Carlos Colo, gerente ejecutivo de Exploración y Desarro-llo YPF S.A., principal productora y refinadora de gas y petróleo de Argentina, dio cuenta que su empresa repre-senta más del 43% de la producción total de Argentina y 50% de la refinación del país, para abastecer el 58% de la demanda de naftas y el 60% de gas oil.

Sobre la exploración y desarrollo de hidrocarburos no convencionales, se refirió a la formación de Vaca Muerta y la Cuenca Neuquina, donde existen rocas shale, mien-tras que en la cuenca del Norte, en la formación de los Monos, hay rocas asociadas, tanto shale como tight. En la región de Vaca Muerta se han perforado más de 50 pozos exploratorios, para definir dónde están las áreas que van a potenciar la producción de líquidos y dónde están las áreas con mayor potencial de producción de gas.

Para ello, se ha incrementado sustancialmente el parque

de equipos de torre y se cuenta con unos 500 pozos en producción. La inversión en 2014 fue de 1.685 millones de dólares y en solo tres años el proyecto de Loma Cam-pana se transformó en el segundo yacimiento productivo de petróleo en la Argentina.

Manifestó que se ha aprendido a “entender el suelo” para tener mejores resultados en cuanto a productividad de los pozos tipo. Por ejemplo, en Loma Campana se pudo concluir que para determinadas áreas dentro del bloque lo más viable y lo más rentable es tener pozos verticales. Sin embargo, para otros lugares del bloque es mejor de-sarrollar pozos horizontales.

Bajo el concepto de no convencional, dijo que en YPF se trabaja en el desarrollo del tight gas, que son reservo-rios plásticos de muy bajas propiedades petrofísicas. Es así que en Loma de Laca, también dentro de la Cuenca

Carlos Agustín Colo, es Geólogo con más de 30 años de experiencia en E&P, actualmente ocupa el cargo de Gerente Ejecutivo Exploración y Desarrollo en YPF S.A. A su cargo ha estado la exploración de Vaca Muerta, previamente ejerció funciones como Director de la Dirección Técnica, Director de la Unidad Económica Las Heras y Gerente General en Colombia siendo estas algunas de los últimas funciones desarrolladas dentro de YPF S.A.

Carlos ColoGerente Ejecutivo de Exploración y Desarrollo YPF S.A. - Argentina

EXPLORACIÓN Y DESARROLLO DE HIDROCARBUROS NO CONVENCIONALES EN ARGENTINA

Miércoles 22 de junioSEGURIDAD ENERGÉTICA Y LOS DESAFÍOS DE LA INDUSTRIA EN EL ÁMBITO REGIONAL


Neuquina, y en otro bloque que se llama Rincón del Man-grullo, se desarrollan dos proyectos para tight gas. YPF se encuentra perforando, testeando, incorporando muchas lecciones aprendidas, a punto de entrar en la etapa de desarrollo masivo que es el proyecto de Loma Campana. Ahí se trabaja más con operaciones de la superficie, no con subsuelo o etapas anteriores.

Colo considera que YPF ha logrado un gran avance con sus socios en inversión y producción en este tipo de re-servorios, pero resta mejorar para que los pozos sean más productivos, identificar los spots y lograr un equilibrio entre pozos horizontales y pozos verticales. Se trabaja en técnicas de perforación pero también en bajar costo reducción de pozo.

Se aplica tecnología en equipos de torres y se renegocian algunos contratos de servicio para obtener tanto de la compañía de servicio como los operadores la condición de asociados a este tipo de actividad.

YPF también aporta a las energías no renovables, al tra-bajar con Comysev en baterías de litio para el sector auto-motriz. Se firmó un acuerdo entre la provincia de Jujuy y Comysev para realizar investigación y desarrollo tecnoló-gico de litio, como parte de la apuesta de la empresa con las energías renovables.


El expositor adelantó que en su presentación abordaría la situación particular de Bolivia en el segmento de gas, haría un análisis regional para entender cuál era la posi-ción competitiva y las oportunidades que tenía Bolivia en estos momentos y principalmente en la próxima década, indicando que se identifican oportunidades para Bolivia en cuanto al suministro a una región fuertemente impor-tadora de gas (Argentina, Chile y Brasil), y a la industriali-zación del gas.

Indicó que uno de los desafíos para Bolivia se traduce en cómo convertir sus reservas técnicas en reservas comer-ciales, y que su proyección de gas puede llegar a 60 y 70 millones de metros cúbicos día fácilmente.

Reflexionó sobre la región y sus recursos, indicando que, actualmente, tiene más reservas de gas remanentes que hace diez años. Sin embargo, el aspecto negativo para Bolivia es que se ha atrasado, perdiendo el rol prepon-derante que tuvo anteriormente, pero es posible retomar ese rol porque tiene recursos prospectivos y tiene costos de exploración y de producción relativamente accesibles.

Esa pérdida de rol relativo es por el nivel de actividad, por

lo que YPFB debería encontrar los mecanismos para au-mentar la actividad exploratoria con la participación de socios que podrían contribuir más allá del capital, conoci-mientos específicos, y el aporte al balance de los prospec-tos, lo que es una práctica común. Es muy difícil encontrar en el mundo petrolero empresas que desarrollen proyec-tos de inversiones intensas de forma solitaria.

Respecto a las rutas del gas, señaló que en un mundo donde hay cada vez más desbalances entre la plaza de la oferta y la plaza de la demanda, el gas natural enfrenta el desafío de las rutas de transporte, y ante la posibilidad de comprimirlo e inyectarlo en un gasoducto o transpor-tarlo licuificado a grandes distancias, hay otras opciones, como generar energía eléctrica y transportarla a distan-cias cortas. Explicó que la economía y la conveniencia de las rutas dependen mucho, del costo de producción del recurso, del precio final en el mercado y de la escala y la distancia al mercado. Añadió que para distancias cortas se justifican gasoductos y que para distancias relativa-mente mayores existe la alternativa del GNL.

Sobre los procesos de transformación, comentó que hay oportunidades de mayor agregación de valor, pero que

Se graduó como Geólogo en la Universidad de São Paulo en 1979, concluyó una Maestría en Sedimentología y Estratigrafía en la Universidad Federal de Ouro Preto en 1988. Ingresó a Petrobras en 1980, donde desempeñó diversas funciones, destacándose: Gerente Sectorial de la actividad exploratoria de las Cuencas de Santos y Pelotas, entre 1990 y 1995; coordinador de las activida-des exploratorias de las cuencas del sur y sureste, entre 1996 y 1997; Gerente de exploración en Petrobras Colombia, desde el año de 1998 hasta 2002; Gerente Sectorial de la actividad exploratoria del área sur de la cuenca de Campos, entre 2002 y 2003; Gerente General de Nuevos Negocios entre los años de 2003 y 2009. Durante el periodo entre 2009 y 2013 se desempeñó como Gerente Ejecutivo de Exploración y Producción Corporativo y, actualmente, ejerce la función de Gerente Ejecutivo de Exploración y Producción Internacional.

José Jorge de Moraes JuniorGerente Ejecutivo de Exploración y Producción Internacional Petrobras Gas y Energía - Brasil

IMPACTO DE LOS PRECIOS ACTUALES DE PETRÓLEO EN EL PROYECTO PRESAL. DESAFÍOS DE BRASIL COMO EXPORTADOR DE CRUDO



necesitan fuertes inversiones y escalas también, como el caso de la planta de amoniaco y urea de Bulo Bulo, donde YPFB ha avanzado en forma positiva.

Respecto a la industrialización, sostuvo que los precios del diésel procesado son mayores a los del gas no proce-sado, por lo que todo lo que se haga entre la producción y conseguir ese producto final como el diésel, es un va-lor agregado. El expositor considera que ante la posición fuertemente importadora de diésel de la región desde hace más de una década, la misma se mantendrá, pues no hay proyectos suficientes de incremento de capacidad de refinación o aumento de conversión que pueda suplir este déficit.

Refiriéndose a los petroquímicos, monómeros, polímeros o fertilizantes, dijo que se trata de un valor agregado que va más allá, y que aunque las inversiones son altas, se ob-tiene un producto comercializable a mayor precio.

Finalmente, remarcó que a un grado de escala superior, el Presal Brasilero y el potencial de recursos no convencio-

nales en Argentina y Brasil se van a capitalizar en forma significativa en la próxima década. Por ahora Bolivia tie-ne que continuar con los esfuerzos que está realizando, tanto en exploración a través del capital de YPFB, como en los mecanismos de integración de socios. Debe con-tinuar avanzando en sus iniciativas de industrialización, y revisar de forma rigurosa las oportunidades según la agregación de valor para el país.


Chris Geisler, vicepresidente para las Américas de IHS Chemicals, se presentó como integrante de una consulto-ra internacional en industria no solo energética sino tam-bién automotriz, espacial, defensa, tecnología, y se refirió al impacto del precio del crudo en los petroquímicos.

IHS realiza muchas consultorías en macroeconomía y economía, y menciona muchas veces a los países BRICS como el motor del crecimiento global de los últimos 5 años, especialmente en los petroquímicos de China su-peró el 10% a mediados del año 2000, éste se ha reducido a una tasa de 5-6% debido a una excesiva concesión de crédito, la burbuja inmobiliaria y las sobreinversiones en mercados e industriales. Además, las economías de Rusia y Brasil van rumbo a recesiones profundas.

Entonces, desde el punto de vista de IHS, el mercado se puede recuperar en 24 a 36 meses, que en 2018 tenga un mayor desequilibrio y que antes de 2020 la situación con la declinación cuente, y que los precios más bajos del crudo dificulten la exploración y descubrimiento nuevas fuentes de petróleo. Para regresar a un precio Brent entre 82-100$ por barril, en los próximos 5 años.

¿Quiénes son los ganadores y quiénes los perdedores con los precios bajos del petróleo? Para el vicepresidente para las Américas de IHS Chemicals, los consumidores nortea-mericanos son los grandes ganadores: 10 centavos por galón aportan 10.000 millones de dólares para gastarlos

en durables, no durables, viajes, energía. Otros mercados, como los consumidores europeos, se beneficiarán en me-nor medida, por los altos impuestos a la gasolina y el car-bón; los consumidores emergentes del mercado también se beneficiarán de los actuales subsidios a los combusti-bles, y también se beneficiarán las industrias altamente dependientes de combustibles, como la agricultura y el transporte, y los gobiernos que hoy importan crudo tam-bién se beneficiarán, especialmente si están subsidiando sus importaciones. Todos los productores, exportadores, especialmente con altos costos serán los perdedores, y los países con un punto de equilibrio fiscal muy alto, como Rusia, Venezuela, Ecuador, Angola, son los más per-judicados con los precios bajos del petróleo.

Afirmó que el mayor costo en la producción de petro-químicos es el de las materias primas. Y el diferencial de las materias primas en diversas regiones es el mayor atractivo para inversiones; ya que éstas van a donde haya materias primas ventajosas; entonces, las inversiones en Norteamérica seguirán, el gas natural y etano estaban reinyectando más de 400.000 bbd de etano en el sistema de gas natural, lo que es suficiente para alimentar cinco nuevos crackers de escala mundial, y se espera usar el etano disponible que provendrá de la producción de lí-quidos de gas y tight oil. Por otro lado, China cuenta con las mayores reservas de carbón del mundo, y en los últi-mos 5-10 años se realizaron grandes inversiones en tec-

Chris Geisler es el vicepresidente de consultoría para América de IHS Chemicals. Chris es el líder de un equipo experimentado de consultores, investigadores y analistas que asesoran a los clientes de IHS con respecto a industrias y mercados regionales y globa-les de los productos químicos. El equipo ofrece liderazgo de ideas, modelos innovadores y análisis fundamental a profundidad a las compañías para ayudar a sus ejecutivos a tomar decisiones de negocios importantes y difíciles.

Chris GeislerVicepresidente Américas / IHS Chemicals - EE.UU.

AGITACIÓN EN EL SECTOR DEL CRUDO Y SU IMPACTO EN LA PETROQUÍMICA



nología para carbón las cuales dejan de ser competitivas en un entorno de precios bajos.

Agregó que otro petroquímico que depende del petró-leo y del gas, particularmente, es el metanol, y que da-dos los precios bajos del gas, se han observado grandes inversiones en fertilizantes y metanol en Norteamérica. Asimismo, la demanda del metanol se ha incrementado impulsada por los combustibles, sin embargo, de mante-nerse los precios bajos del crudo, el metanol será cada vez menos atractivo.

Hay una gran cantidad de petroquímicos producidos con la tecnología conocida como “on purpose”, principalmen-te propano a propileno mediante un proceso llamado deshidrogenación del propano y dependen en gran me-dida del split entre el precio del propano, y del propile-no, que a su vez dependen del precio del petróleo. Los precios bajos del petróleo incentivarán el crecimiento de químicos y eso reporta beneficios a la industria. El abas-tecimiento “on purpose” a nivel global jugará un rol im-portante en el mecanismo de fijación de precios, y en la cadena del propileno.

Admitió que es difícil adelantar cuándo volverán a subir los precios del crudo, por lo que se concentró en los pi-cos y la declinación, mostrando cuántos años tardaron en volver los precios a los niveles previos a la crisis. Mencio-nó cinco ciclos registrados.

¿Cuál sería el impacto de un nuevo escenario? Citó tres casos diferentes en base al alfabeto: forma de V, forma de U y forma de L: la recuperación a corto plazo tendría forma de U, la del crudo tendría forma de L; nuestro caso base se asemeja al escenario en forma de V.

Citó 3 posibles escenarios, uno en forma de V, otro de U y uno de L. En el primero no existe un gran impacto en la capacidad construida, Europa y Asia operan crackers de nafta con índices altos y los márgenes en el corto plazo permiten acelerar algunas construcciones en China. En el caso del perfil U, se muestra un periodo de menor cre-cimiento, precios bajos del petróleo ralentizada, bajo el supuesto económico que también se reduce la demanda manteniendo los precios a la baja. Los crackers de Europa y Asia tienen mayores márgenes debido a la menor de-manda en este caso y China reduce sus olefinas en base a carbón posponiendo sus futuras construcciones. Res-pecto al perfil L, se ralentiza la producción de petróleo en EE.UU., siendo ésta incluso menor en el resto del mundo, China vuelve a construir crackers de nafta, las refinerías disminuyen su producción, en el Medio Oriente se cons-truyen refinerías para olefinas, se incrementa la demanda de plástico, el PVC pasa a ser en base a etileno y la obten-ción de metanol se ralentiza.


La ministra de Energía y Minas de Perú, Rosa María Or-tiz Ríos, inició su presentación con el dato de que hay 19 países exportadores de GNL y 28 paises importadores. De los exportadores en la región americana tenemos uno en Norte América y 2 en Sudamérica (Trinidad y Tobago y Perú). En contrapartida, en la región hay cuatro puntos de importación, uno en Norteamérica y tres puntos en Sudamérica.

Sobre la situación de las plantas de GNL en Sudamérica, la ministra recordó que existe una sola planta de exporta-ción en Melchorita - Ica (Perú), que comenzó su exporta-ción en 2010, con un ritmo actual de 883 millones de pies cúbicos diarios. Hay redes que comunican Brasil con Bo-livia y con Argentina y se han ido construyendo plantas de regasificación de GNL, dos en Chile, dos en Argentina y tres en Brasil. Respecto al consumo, comentó que en Brasil es de 5.7 millones de toneladas métricas, Argentina 4.7 y Chile 2.8.

Sobre el mercado de GNL en la OPEP, explicó que en

2010, se impulsó en Perú una política energética para los próximos 30 años e implica una matríz energética diver-sificada, un abastecimiento con acceso universal de la po-blación al suministro energético, mayor eficiencia en el uso de la energía, autosuficiencia energética y desarrollar la industria del gas natural, para lograr la integración de los mercados energéticos y con los mercados que corres-ponden a la región.

Dio cuenta que el potencial de gas natural hasta el 2014 en Perú es de 14.6 TFC de reservas probadas, 6.4 de reser-vas probables y 4.8 de reservas posibles. El 91% de estas reservas corresponden a Camisea, hay un 5% que está en el noroeste, 2% en el zócalo continental y otro 2% en la selva central.

Citó como antecedente que la demanda interna estaba concentrada en destilados medios, como diésel y kero-sene; le seguían los petroleos industriales, gasolinas/ga-soholes y una ínfima producción de gas que se daba en la selva central y el GLP se importaba. La producción del

Rosa María Ortiz Ríos es abogada con experiencia en Derecho Administrativo, Civil, Comercial, Societario e Hidrocarburos, en empresas nacionales y multinacionales, se ha desempeñado en puestos de asesoría y dirección en el Sector Público, en temas vinculados a contrataciones, concesiones, privatizaciones, derecho administrativo y de hidrocarburos.

Hasta su designación como Ministra de Energía y Minas, se desempeñó como Jefa del Servicio Nacional de Certificación Am-biental para las Inversiones Sostenibles (SENACE) y ha sido además Miembro del Comité Pro Seguridad Energética de PROIN-VERSION.

Ha sido expositora y docente en cursos de Extensión Universitaria organizados por OSINERGMIN; del Diplomado Internacional en Derecho de la Energía organizado por Global System Managment SAC; profesora en cursos de Cultura Política en la Universi-dad de Lima y de Derecho de la Energía en la Universidad Nacional Pedro Ruiz Gallo.

Rosa María Ortiz RíosMinistra de Energía y Minas / Ministerio de Energía y Minas - Perú

EL NEGOCIO DEL GNL BAJO LA PERSPECTIVA DEL CONTEXTO REGIONAL



campo Camisea revierte tal cuadro, porque se incremen-ta la producción de gas natural, del GLP y baja un poco la producción de gasolina, decreciendo igualmente los destilados medios y la producción de residuales.

Actualmente Perú cuenta con una planta de GNL en la pampa de Melchorita, conectada por un gasoducto de 408 km que transporta el gas natural desde la selva de Ayacucho hasta la planta. La planta está conformada por dos tanques de almacenamiento del gas natural licuado y una terminal marítima. La inversión total de esta planta fue de 3.880 millones de dólares a cargo de la empresa Peru LNG.

Perú-LNG tiene un contrato para exportar 4.2 TCF por 18 años con el consorcio de gas y energía de México, que comenzaron en 2010 y se han ido incrementando en ci-fras porcentuales hasta llegar a 1 TCF aproximadamente en 2015.

La ministra dejó como planteamiento que Sudamérica tiene una amplia red de gasoductos e infraestructura en GNL para el abastecimiento futuro, con plantas de pro-ducción y plantas de regasificación. Las proyecciones in-dican que la demanda de la región va en aumento, de ahí la importancia de impulsar y lograr la integración regio-nal. Sostuvo que la energía es el motor del crecimiento de nuestros países, más energía significa más empleos, más ingresos y más bienestar para toda la región en conjunto.

Indicó que la seguridad energética implica interconexión con gasoductos que pueden permitir el transporte de gas en su estado natural y establecer acuerdos para abaste-cemiento vía GNL dentro de la misma región, sobre dis-tancias cortas.


Jorge Ciacciarelli, secretario ejecutivo de la Asociación Regional de Empresas de Petróleo y Gas (ARPEL), con sede en Uruguay, disertó en relación al tema de seguri-dad energética, conjugada con los de equidad energética y sostenibilidad ambiental, para identificar algunas opor-tunidades.

Comenzó por establecer que la definición de seguridad energética tiene varia acepciones y va por la de la Agen-cia Internacional de Energía, que la considera como “la disponibilidad ininterrumpida de fuentes de energía a un precio accesible”. En el corto plazo, depende de la ha-bilidad de los sistemas para reaccionar adecuadamente en los balances de oferta y demanda; en el largo plazo, depende de la habilidad de gobiernos y la industria para generarlas inversiones necesarias para desarrollar la ofer-ta de energía.

Tras revisar cifras actualizadas, planteó que el consumo supera la capacidad instalada de refinación desde hace algunos años, mientras que la brecha entre producción y consumo se viene acortando cada vez más. Por tanto, la matriz energética de la región comparada con la del mundo permite advertir que hay una cierta debilidad por la dependencia del petróleo en un 47% frente a 33% de la matriz energética mundial. En el gas natural estamos en participaciones parecidas al resto del mundo, y en carbón

esta fuente primaria tiene una participación de solo el 5% en la región, frente a una participación del 30% en el mundo. La fortaleza de Latinoamérica es la energía reno-vable, pues si se suma a la hidroelectricidad la participa-ción desde 22% en Latinoamérica frente al 9% en el mun-do, éste es un dato clave para la sostenibilidad ambiental.

El secretario ejecutivo de ARPEL estima que en el futuro las inversiones necesarias en la región andarían en orden de los 80 mil millones de dólares por año, que superan la capacidad de financiación que puedan poner los estados en la región que comprometerían también alguno de sus presupuestos en deuda social. Por lo tanto se va a pre-cisar un flujo de inversiones externas para abastecer esa demanda creciente de hidrocarburos y energía en Lati-noamérica y en el mundo. El desafío principal es entonces generar las condiciones para atraer a ese flujo de inver-siones y las tecnologías necesarias.

Sobre el concepto de equidad, cree que se deberían tra-bajar y explorar todas las alternativas tecnológicas, po-líticas del mercado para corregir la desigualdad social y mitigar lo que se podría llamar pobreza energética en la región. Asimismo, los subsidios deben ser selectivos.

En sostenibilidad ambiental, las emisiones globales de gases efecto invernadero en 2010 procedían del uso de la

Ingeniero Químico, con una larga trayectoria en la industria. Trabajó para YPF en donde se desempeñó en varios cargos hasta ocupar la dirección de las Refinerías de Mendoza y La Plata, Argentina. Luego trabajó para Repsol Canadá, como Gerente de Unidad de Negocio y Director de Proyecto, posteriormente en Repsol Bolivia, como Country Manager. Desde el 1° de diciembre de 2013 se desempeña como Secretario Ejecutivo de ARPEL (Asociación Regional de Empresas del Sector Petróleo, Gas y Biocombustibles en Latinoamérica y el Caribe).

Jorge Ciacciarelli Secretario Ejecutivo / ARPEL - Uruguay

SEGURIDAD ENERGÉTICA Y OPORTUNIDADES DE INTEGRACIÓN REGIONAL



energía en un 69%. Repartidas por sector: electricidad y calefacción, 42%; transporte, 23%; la industria, 20%; resi-dencial, 14%. Por países, en 2012, en primer lugar estaba China, seguida por Estados Unidos, India, Rusia, Japón, Alemania, Noruega, Canadá, Irán, Arabia Saudita y no hay ningún país latinoamericano que figure en ese ranking.

Respecto a la eficiencia energética, nuestra región corre con desventaja con respecto a Norteamérica que es una región de referencia con un 25% más de índice de den-sidad energética. El desafío está en dar impulso al gas natural y los biocombustibles, los llamados de segunda generación que parten de celulosa en lugar de sacarosa o fluctuosa, por lo tanto no interfieren en la cadena alimen-taria y pueden ser un aporte muy importante a todos los conceptos de sostenibilidad ambiental en la región. Otro desafío es reducir las emisiones en las refinerías.

Sobre las oportunidades de integración, dio cuenta que muchos crudos pesados que se exportan dentro de las 4 millones que parten de México y Venezuela que en un contexto de bajos precios de crudo es muy difícil colocar en el mercado internacional. Plantea en cambio procesar esos crudos y exportar los crudos más livianos, que tie-nen más valor y más atractivo a nivel internacional.

Sobre GNL, recordó que hay dos plantas de licuefacción, una en Perú y la otra en Trinidad y Tobago, con gran can-tidad de transacciones. El 65% del GNL que se exporta se consume dentro de la región. La ampliación del canal de Panamá puede elevar el flujo de GNL.

Sobre cooperación, comentó que debe haber mayor cooperación desde los países que más invierten hacia los países que menos lo hacen soportar la actividad de estos centros porque son verdaderos formadores de talentos humanos. Advierte hay muchos trabajos de países de es-palda con espalda, en vez de ser hombro con hombro, porque se están instalando muchas regasificadoras y lue-go éstas no tienen la utilización de su capacidad instalada que le de retorno a estas inversiones.

En el plano de la sostenibilidad, ARPEL ha creado un gru-po de eficiencia energética para trabajar con refinerías, dispone de un proyecto de facilitación de créditos de la CAF para el estudio de proyectos de eficiencia, ha edita-do un manual de biocombustible; realiza benchmarking anuales para promover la mejora continua y también ha desarrollado una herramienta de autoevaluación en ca-pacidad de respuesta ante derrames que se está usando en varios países y empresas.


Luis Alberto Sánchez, Ministro de Hidrocarburos y Ener-gía de Bolivia, señaló que el reto principal como política de estado es convertir a Bolivia en el corazón energético de Sudamérica, en el corto plazo.

Afirmó que el primer paso fue lograr la soberanía energé-tica con la nacionalización de los hidrocarburos, en 2006. Definió la seguridad energética como la disponibilidad de energía suficiente para abastecer el mercado interno y destinar el excedente a la exportación. Situó a Bolivia en el séptimo puesto en seguridad energética, con una capacidad de energía de casi 60 TCFs; en recursos con-vencionales se dispone de una cantidad similar; en hi-droenergía se cuenta con 50.000 megas.

La política de hidrocarburos se centra en la exploración y el plan contempla 86 proyectos, 63 áreas, 23 sísmicas, 10 magneto telúricas, 1 SFD y 86 pozos exploratorios con la posibilidad de incrementar reservas entre 7 y 12 TCFs y más de 210 millones de barriles, panorama que calificó de muy positivo.

Resta mejorar, admitió, en los temas administrativos, temas legales, temas socioambientales y los temas eco-nómicos. Se ha reducido el tiempo que demora obtener una licencia ambiental y agilizar el proceso de consulta y participación a pueblos, organizaciones comunitarias, consensuar el proyecto y establecer una compensación. Básicamente la consulta y participación trata de acortar plazos y luego se define con los sectores competentes que fijan la metodología y el cronograma. Otro de los te-mas importantes es la compensación, antes era una com-pensación directa económica, que se ha cambiado por proyectos sociales, proyectos productivos, proyectos de desarrollo, proyectos de infraestructura, proyectos que deciden los comunarios, los pueblos indígenas.

Sobre la explotación en áreas protegidas, precisó que Bo-livia cuenta con 22 áreas protegidas de las cuales sólo se va a explotar hidrocarburos en siete: Madidi, Pailón Lajas, Carrasco, Amboró, Iñau, Aguaragüe y Tariquia. Se partici-pan en tener reuniones con las comunidades campesinas para exponerles que no es un daño ambiental importante.

Ing. Electromecánico con especialidad en Seguridad Industrial HSE y Medio Ambiente, tiene post grados en Calidad Total y la Competitividad, Técnicas Estadísticas Aplicadas al Control de la Calidad, Planificación Urbana y Gestiones de Operaciones de Empresas Petroleras y Gasíferas. Además, de tener maestrías en Gerencia de la Industria del Gas, en Dirección y Gestión de Administración de Empresas y en Ingeniería Petróleo y Gas Natural.

Con una experiencia de 15 años en el sector hidrocarburífero, ocupó cargos de Jefe de Unidad, Director, Gerente, Vicepresiz-dente hasta llegar a la Presidencia interina de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB Corporación).

Fue designado como Ministro de Hidrocarburos y Energía el 23 de enero de 2015.

Luis Alberto SánchezMinistro de Hidrocarburos y Energía de Bolivia

POLÍTICAS Y DESAFÍOS ENERGÉTICOS DEL PRÓXIMO QUINQUENIO



Respecto al incentivo de la exploración, sostuvo que apunta a proyectos exploratorios en las zonas tradicional y no tradicional; en proyectos de producción ambiental es también para las zonas tradicional y no tradicional. Se apunta a que los ingresos al 2020 en vez de ser 32 mil mi-llones sean 42 mil millones de dólares americanos.

La política de industrialización es básicamente sustitu-ción de las importaciones de los productos derivados del hidrocarburo, exportación de manufacturas, generación de empleos, diversificación de productos de exportación. Perú ha solicitado unir el gasoducto peruano con el ga-soducto boliviano con fines de exportación y para hacer una petroquímica conjunta. Con Argentina está la posibi-lidad de ser socios en YPF para ser distribuidores de GLP en el norte argentino.

En cuanto a la ley de hidrocarburos, el ministro Sánchez espera consensuar esta legislación hasta finales de año y aprobarla. Se prevée que, las inversiones en YPFB en los

próximos 10 años serán de 30 mil millones de dólares, un nivel nunca visto antes.

Consideró que se ha avanzado mucho en energía eléctrica. Los proyectos donde se ha empezado a trabajar fuerte son el hidroeléctrico San José, Misicuni, Miguillas, líneas de tras-misión importantes, la termoeléctrica de Warnes. Hoy la ca-pacidad de generación es de 1.900 megas, el año 2020 ten-dremos 4.800 y el año 2025 13.400 megas en el año 2025.

Apuntó que hace cuatro meses el programa boliviano nuclear pasa a tuición del Viceministerio de Electricidad, entonces hay que fortalecer la seguridad alimentaria, contribuir al desarrollo científico y tecnológico con so-beranía. Se ha contratado consultores del más alto nivel y se van a aprovechar los convenios con Francia, Rusia, Argentina y Brasil.


Guillermo Achá, Presidente Ejecutivo de YPFB Corporación, planteó que la seguridad energética no puede ser alcanza-da sin una soberanía sobre los recursos naturales, que de-finió como el derecho soberano de todo estado a disponer de esos recursos para satisfacer intereses nacionales.

Consideró que ese paso lo ha dado Bolivia con el control de sus recursos naturales pero eso no da una vinculación con los mercados globales, al contrario, impulsa a lograr una relación de todo el ámbito internacional que puede generar actividades. Dijo también que el país ya no es subordinado de la inversión extranjera, sino que ésta y la tecnología responden a los objetivos y estrategias de YPFB.

Sobre la estrategia para la exploración en territorio boli-viano, indicó que el objetivo principal es reponer el con-sumo tanto de gas como de líquido, mediante un plan intensivo de exploración, de igual forma se han desarro-llado capacidades en servicios de perforación, incluso para ser prestadores de servicios a las empresas que rea-lizan exploración en Bolivia.

Los 48 proyectos en 43 áreas están orientados a garan-tizar nuevas reservas por 30 Tcf. La inversión es de 4.308 millones de dólares en el plan de exploración y 42 millo-nes de dólares están asociados a descubrir nuevas áreas por fuera de este potencial.

Las estrategias para cumplir objetivos de producción en los principales campos en desarrollo e incrementar con nuevos campos incluyen reactivar los campos maduros gasíferos y petrolíferos. Se ha implementado un sistema de gerenciamiento de reservas de manera integral, siste-mática y eficiente y se ha optimizado la administración de los contratos de operación, para lograr con las opera-doras una relación de equilibrio en el que estas empresas puedan garantizar sus inversiones mientras YPFB obtiene los beneficios del incremento de la producción.

El presidente ejecutivo de YPFB Corporación destacó que la empresa ha coadyuvado a cambiar la política del uso de gas natural y citó que en 2014 el 8% de la matriz ener-gética se abastecía con gas natural. El crecimiento en el mercado interno pasó de tan solo 5,2 millones de metros cúbicos/día a ser de 12 millones de metros cúbicos/día, es decir se elevó un 123%. Con el gas domiciliario el creci-miento fue de 422%, en GNV 274%, la termoelectricidad 110% y el sector industrial 90%.

En refinación, sostuvo que aumentó la capacidad de pro-cesamiento en las plantas de Santa Cruz y de Cochabam-ba, para pasar de 39.500 barriles por día a 64.800 barriles. Se construyeron las plantas de separación de líquidos de Río Grande y Gran Chaco. Con la primera, se ha generado 1.774 empleos directos durante su construcción, 66 em-pleos directos y 600 indirectos durante su operación. La producción de 360 toneladas métricas/día de la planta de

Licenciado en Administración de Empresas de la Universidad Católica Boliviana. Realizó estudios superiores en la Universidad del Valle, Convenio Universidad de la Plata Argentina, sobre Marketing y Finanzas, además de una Maestría en Petróleo y Gas en la Universidad Privada Boliviana.

Guillermo Achá inició todas las actividades de mayoreo y abastecimiento en la petrolera estatal YPFB, comenzando sus actividades en 2006 como Técnico en Programación de Combustibles, llegando hasta Jefe de Abastecimiento Nacional, luego cumplió funciones tales como Director Nacional de Comercialización de Hidrocarburos Líquidos, Gerente Nacional de Comercialización y Vicepresidente Nacional de Operaciones, dentro de YPFB Casa Matriz. En los últimos años se desempeñó como Gerente General de YPFB Refinación.

Guillermo AcháPresidente Ejecutivo / YPFB Corporación - Bolivia

SEGURIDAD ENERGÉTICA: CONSOLIDANDO LA EXPLORACIÓN Y LA PETROQUÍMICA



Río Grande en un 63% está destinada al mercado interno y un 37% se destina a los mercados de exportación. La planta de Gran Chaco va a tener una capacidad máxima de producción de 2.247 toneladas métricas/día y gene-ra 4.745 empleos durante la construcción, 160 empleos en su operación y son más de 2.000 empleos por todos los proyectos que se ha señalado se están realizando en refinación. A finales de 2015 se pretende tener garantiza-do el autoabastecimiento de gasolina especial en Bolivia, que será 4000 metros cúbicos/día.

En GLP citó que desde 2013 la balanza comercial ha cam-biado, antes se importaba, hoy existe un excedente de más de un 40% de toda la producción. En diésel oil, se ha logrado reducir la importación desde 2009, que era del 50%, al 42% en la actualidad. En transporte de hidrocarbu-ros, se ha incrementado la capacidad en un 65%. Puso en relieve también la recuperación de estaciones de servicio, más de 60 operan bajo la administración de YPFB y se han construido nuevas estaciones de servicio. Se han construi-do plantas de engarrafado de GLP en el eje troncal.

Achá afirmó que la industrialización del gas natural es una realidad y con la Planta Amoniaco Urea se tiene una inversión de 1.964 millones, que permite además una ex-periencia para definir las estrategias de contratación de la planta de polipropileno. En la primera fase, se apunta a la planta para propileno y una planta de polipropileno. En la segunda fase a partir del etileno de la planta de sepa-

ración de Gran Chaco se van a tener tres plantas, una de polietileno de alta densidad, otra de polietileno de baja densidad y la tercera polietileno lineal de baja densidad, con capacidad de 750 mil toneladas métricas/año para abastecer a la región con productos petroquímicos.

Destacó que la reglas del juego en Bolivia han cambiado, la participación de la distribución de ingresos hoy se es-tablece en un 80% para el Estado y un 20% para las em-presas operadoras, de los cuales estas empresas tengan una garantía de inversión y de reinversión en actividades exploratorias.

El presidente ejecutivo de YPFB Corporación estimó que la garantía de seguridad energética conseguida para Bo-livia ha permitido a la estatal petrolera ocupar el puesto número 12 entre 41 empresas estatales de la región, y es-tar en el puesto 57 entre 500 empresas de América Latina.

Concluyó que YPFB ha pasado a una segunda etapa don-de además de ser el principal suministrador de gas na-tural en la región se convertirá también en el principal suministrador de GLP y productos petroquímicos, se ha iniciado la internacionalización de la empresa con activi-dades en las que YPFB a lo largo de todo este tiempo ha ganado mucha experiencia.


Es un grato honor dar estas palabras sobre las conclusio-nes de este magnífico evento. A nombre de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos a continuación presentaré las conclusiones del V Congreso Internacional de Gas y Petróleo denominado “Seguridad energética, desafíos y oportunidades de la Industria de Gas y Petróleo en el con-texto mundial”.

Antes de iniciar también agradecer principalmente al equipo que me acompañó para hacer esta síntesis.

El Congreso de Gas y Petróleo 2015 ha sido una platafor-ma de análisis y debate de la coyuntura del sector hidro-carburífero que ha superado la transcendencia nacional y se ha constituido en un referente regional, nuestro even-to, derecho adquirido como lo denomino nuestro presi-dente Evo Morales gozo de la participación de ejecutivos expertos de talla mundial en el marco de la agenda defi-nida por nuestras autoridades, es así, que nuestro evento fue inaugurado por el excelentísimo señor Presidente del Estado Plurinacional de Bolivia señor Evo Morales Ayma que nos dejó los siguientes mensajes:

No existe la liberación de nuestros pueblos sin liberación económica y hoy en día la liberación económica está en la energía, el jefe de estado resalto la importancia de la nacionalización de los hidrocarburos en el bienestar de la población boliviana y en ese orden considera que para continuar con las sendas de incrementar los beneficios se deben intensificar la exploración en Bolivia respetando las consultas a los pueblos indígenas y en el marco de las

decisiones soberanas; sin intervenciones externas inclu-sive en áreas protegidas dado que solo se efectuaría el 0.04% de la superficie destacando de esta forma presun-tas afectaciones al medio ambiente; así mismo puntuali-zó Bolivia vive del gas pero se debe buscar otras alterna-tivas y la gran alternativa es la industrialización; durante estas dos jornadas hemos podido escuchar disertaciones de nuestros invitados referidas a la temática del con-greso desafíos y oportunidades de la industria del gas y petróleo en el contexto mundial que claramente nos demuestra la importancia del desarrollo de los no con-vencionales, un comportamiento oscilante y poco prede-cible de los precios junto a un intenso comercio mundial y regional de hidrocarburos, también destacan el avance de grandes proyectos de GNL y otros frutos de las estra-tegias energéticas aplicadas en el mundo, la región y el país; así que el día de ayer el señor David Carroll presi-dente de IGU de la Unión Internacional Del Gas fue quien abrió las brillantes disertaciones para la temática del día sobre el comportamiento y perspectivas del mercado del gas y petróleo, con su análisis denominado desafíos para los mercados del gas natural y petróleo en un contexto de precios bajos Carroll nos lleva a la reflexión de que los países de Latinoamérica deben implementar espacios que promuevan la inversión para el uso de gas domés-tico y en la exportación, deben enfocarse desarrollar sus recursos abundantes fomentar el comercio del gas en el ámbito nacional e internacional y mejorar la conecti-vidad regional, la reforma regulatoria y las condiciones del clima de inversión, Carroll ratifica que en la industria

Gonzalo Saavedra Vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB

CONCLUSIONES V CONGRESO DE GAS & PETRÓLEO 2015


Gonzalo Saavedra Vicepresidente Nacional de Operaciones de YPFB


del gas de todos los países productores debe actuar para asegurar su propio futuro, centrándose en la reducción de la huella ambiental y la reducción de costos, creando nuevos mercados como recursos tecnológicos de inno-vación, así mismo enfatiza que a pesar del rápido desplie-gue de las energías renovables, la cuota del mercado de los combustibles fósiles seguirá siendo muy elevada

La exposición de la señora Madhjouba Belaifa nos dio a conocer que el foro de países exportadores de gas con sede en Catar; es un jugador clave en el suministro de gas cuya cuota del mercado alcanzó el 64% del total de la comercialización global en la gestión 2014, de este foro Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos es miembro activo, también nos orientó sobre la producción de gas mundial indicándonos que se tuvo un incremento del 1.5% en este crecimiento se debe al aumento de la pro-ducción de Norteamérica debido al desarrollo del shale gas, Madhjouba referencio que cuando se habla de de-manda energética se habla de crecimiento económico y que se abrirán nuevos mercados prometedores para el gas natural con la incursión de nuevos participantes en la industria, existe convergencia en la importancia del rol del gas natural en la mezcla energética por sus virtudes que están por encima de los otros combustibles.

Los contratos a largo plazo deben permanecer para ser la columna vertebral de los negocios del gas asegurando mantener sociedades a largo plazo y apoyo a las inversio-nes requeridas.

A pesar de los desafíos el gas natural seguirá siendo el combustible seleccionado y la respuesta a los requeri-mientos en el Siglo XXI; abundante, disponible, accesible, sostenible, comprometido con el medio ambiente, en esa línea el foro del país exportadores del gas esta decididos desempeñar su rol de proveedor confiable del gas duran-te las próximas décadas con la participación de todos los jugadores del mercado, con la participación Jean Burrus, Presidente del BEICIP Franlab de Francia referente a las perspectiva de exploración y las nuevas condiciones de precios manifestó que en el futuro el nuevo petróleo y gas serán técnicamente más difíciles de encontrar y pro-ducir, pues requieren de mayor tecnología, innovaciones, inversiones y recursos humanos calificados.

En este sentido la tecnología innovadora de la geociencia avanzada puede hacer una gran diferencia ofreciendo la mejor manera de mitigar el riesgo de exploración y que costos más bajos en comparación con otros costos de exploración, como por ejemplo: La perforación de po-zos seco, Burrus destaca que existen varias tecnologías, en las geociencias pero que el factor más importante es el humano, habiendo constatado que en Bolivia que los profesionales del sector tienen capacidad de trabajar en equipo y que fácilmente pueden coordinar con otras or-ganizaciones técnicas y por tanto es importante que Boli-via aproveche de usar los estudios avanzados para obte-

ner campo por campo una comprensión tridimensional y cabal de las oportunidades exploratorias.

Por su parte, Eduardo Abriata, del Instituto Argentino de Petróleo expuso que con los 269 TCF de reservas proba-das de gas, sin considerar recursos del Shale gas, la actual infraestructura gasífera regional de américa del sur, es un pilar importante para una mayor integración energética, esta infraestructura gasífera en la región está actualizada tecnológicamente, lo que permitirá mantener un inter-cambio regional.

El Shale Gas de Vaca Muerta incrementará la actividad y producción y puede ser un factor que aumentará la inte-rrelación regional

Las herramientas están dadas solo hace falta la decisión políticas de los pises, para que Latinoamérica avance aún más en su integración gasífera, así mismo, Jorge Delmon-te del Instituto Brasilero del Petróleo, Gas y Combustibles indico que el gas saturado aumento en la matriz energé-tica en el mercado brasilero incluyendo las importaciones de gas desde Bolivia y que Brasil es en su matriz energéti-ca, prioriza la generación hidroeléctrica en busca de uso de energía limpia, también mencionó que la eficiencia energética del mercado brasilero busca sinergias entre una planificación oportuna y la disponibilidad de recur-sos hídricos, pues, una planificación eficiente depende de la coordinación, del desarrollo de las políticas energéticas del país, la planificación del desarrollo debe ser competi-tivo, sostenible, ético y con intercambio de conocimiento constante. Delmonte destacó también y que la estructura gasífera que une Bolivia y Brasil es de por vida como los matrimonios, así son los gasoductos entre países.

Michael Barry de Facts Global Energy (FGE), del Reino Uni-do describe que dentro de la perspectiva a corto plazo en los mercados de gas natural y el petróleo, se evidencia que existe todavía muchas probabilidades de encontrar yacimientos a gran escala a pesar que la actividad hoy en día a disminuido notablemente sobre todo en la explo-ración de aguas profundas, así mismo se manifiesta que el 2014 a la fecha se tiene un exceso de oferta y que re-cién a partir del año 2020 existirá un incremento en unos proyectos de gas y que la diferencia entre el este y oeste disminuirá notablemente, nos afirma que en el mediano plazo oriente medio crecerá significativamente y la ex-portación de electricidad será importante, entre tanto en el Asia el GNL dominará los mercados y será el de mayor crecimiento.

Sergio Thiesen representante Braskem nos habló sobre el impacto del precio del petróleo y gas natural en los pro-yectos Petroquímicos, indicando que si bien, los precios del petróleo cayeron por un fuerte desbalance entre la oferta y la demanda, los productos petroquímicos tienen dinámica propia con un margen regionalizado y deter-minado fundamentalmente por el balance de oferta y


demanda de cada producto, también mencionó que el precio del crudo difícilmente volverá a 100 dólares por barril en el corto plazo y que el precio de equilibrio para la producción competitiva del shale oil será aproximada-mente de 70 a 80 dólares por barril.

Sobre los proyectos de petroquímica manifestó que los productores con base en etano del shale gas son más competitivos; que los que utilizan nafta pero estos úl-timos establecen los precios del mercado, en cuanto al mercado de polietilenos el Oriente Medio y los Estados Unidos serán los principales exportadores y Europa y Asia los importadores, los productores Chinos son con base en nafta definirán los precios, los países del Pacífico de Sudamérica importaran acerca de dos millones de tone-ladas el 2020, por otro lado para el mercado de los poli-propilenos el Oriente Medio y los Estados unidos serán los principales exportadores y todas las demás regiones serán importadoras, en Sudamérica se estima que se im-portara cerca de 800 mil toneladas el 2020 de polipropi-leno; convirtiéndose en una oportunidad en el proyecto de polipropileno de Bolivia; afirmando que estamos en el camino correcto.

En esta segunda jornada se elaboró, se abordó la temáti-ca “Seguridad energética y los desafíos de la industria al ámbito regional”, empezamos con la participación de la señora Patricia Garip, Gerente para Latinoamérica de la

empresa Argus del Reino Unido; expresando que son un proveedor líder de precios energéticos, quien nos expu-so sobre las tendencias y precios del GNL, indicando que las transacciones spot a corto plazo abarcaron el 35% del mercado y que las reexportaciones ayudaran a sostener la liquidez.

Sudamérica obtuvo la mayor participación de reexporta-ción de GNL en el 2013, así mismo menciono que los nue-vos proyectos serán más flexibles e integrados y que la creciente oferta en el Pacífico reforzará la tendencia; en-fatizando que la creciente madurez del mercado de GNL abrirá paso para la indexación de los contratos a largo plazo en base al mercado spot; reflejando eficientemente los fundamentos de la oferta y la demanda.

Carlos Colo nos manifestó que YPF Argentina está con trabajo intenso para desarrollar los proyectos de Vaca Muerta, como empresa estatal ejecuta altas inversiones y reúne todos los esfuerzos humanos para explorar, de-sarrollar y proveer para el futuro energía para la región también nos referenció que los proyectos de Vaca Muer-ta pueden verse como una síntesis de equilibrio donde existe una simbiosis de técnicas, inversiones y socios para lograr los objetivos propuestos. La puesta de YPF ya es una realidad tangible que prueba que en un país en Latinoamérica y a través de su empresa estatal junto con socios privados pueden explorar y explotar exito-


samente hidrocarburos no convencionales, entre tanto José Jorge de Moraes representante de Petrobras mani-festó que en la región se ha realizado grandes inversio-nes para el desarrollo del sector de petróleo y gas; gran parte de las inversiones están dirigidas al desarrollo de la producción de hidrocarburos, por ejemplo Petrobras ha invertido más de 130 mil millones de dólares de los cuales 83% están destinados a la exploración y produc-ción, como resultado de las inversiones en la región se destaca la productividad desarrollada en la provincia del Presal en Brasil donde con la implementación de 22 nue-vos proyectos en el 2020 producirán los 2.8 millones de barriles por día, también nos manifestó que con los avan-ces tecnológicos el 50% de esta producción estará desa-rrollada por sistemas no tradicionales de producción, por su parte Chris Geisler de IHS hablo sobre los ganadores y perdedores del mercado con la caída de precios del pe-tróleo manifestando que los grandes ganadores son los consumidores estadounidenses ya que la reducción del precio en 10 centavos por galón equivale una reducción de diez mil millones en impuestos, mientras que los con-sumidores europeos se benefician en menor proporción debido a los altos impuestos de la gasolina, así mismo los consumidores de los mercados emergentes también se benefician menos debido a los grandes subsidios a los combustibles, por otro lado, los productores de petróleo, especialmente aquellos con altos costos son los principa-les perdedores, así como los exportadores de petróleo,

especialmente aquellos con un punto de equilibrio fiscal por encima de los cien dólares por barril como: Irán, Ru-sia, Angola. En cuanto a los pronósticos de IHS, los precios bajos persistirán durante 18 a 24 meses antes de regresar a un nivel que pueda apoyar las inversiones necesarias en crecimientos de reservas y la nueva producción. Pos-teriormente la Ministra de Energía y Minas del Perú, la Señora Rosa María Ortiz Ríos nos escribió con bastante objetividad del tema negocio del GNL bajo la perspectiva del contexto regional resaltando que las proyecciones de la demanda de licuefacción están en aumento en Suda-mérica siendo importante impulsar y lograr una mayor integración regional aprovechando la amplia red de ga-soductos infraestructura para el abastecimiento futuro en la región.

La exposición de Jorge Ciacciarelli de Arpel nos da a co-nocer que el desafío principal en seguridad energética es generar las condiciones para traer el flujo de inversio-nes y las tecnologías necesarias para el sector, así mismo mencionó que uno de los aspectos claves para lograr una integración regional se basa en el desarrollo del ta-lento humano por tanto las inversiones y el estimulo en el desarrollo de estas capacidades atraerá no solamente inversiones sino también abrirá las puertas a nuevas tec-nologías que promoverán la integración de la región, por tanto, las iniciativas de mejora en la capacidad de refino, la integración a través de los productos virtuales y pro-


yectos de GNL y el desarrollo de yacimientos de aguas profundas y los yacimientos no convencionales delinea-ran el escenario para una efectiva integración económica comercial política y tecnológica de la región.

En lo referente a Bolivia el Ministro de Hidrocarburos de Energía el ingeniero Luis Alberto Sánchez destacó la po-lítica energética impulsada por el presidente Evo Morales Ayma, que ha permitido que Bolivia hoy se encuentre en el séptimo lugar como país en seguridad energética de acuerdo al consejo mundial de energía; impulsando un plan agresivo en el cambio de la matriz energética al 2025, con energías alternativas y donde el desarrollo programa nuclear boliviano es una prioridad nacional, mencionó que en el marco de las líneas estratégicas de la nacionalización se dará énfasis en la construcción de un marco normativo que nos permita maximizar el uso de nuestros recursos hidrocarburíferos impulsando el de-sarrollo actividades exploratorias de producción y de la industrialización de gas natural remarcando el respeto y armonía con la madre tierra. Por su parte el presidente ejecutivo de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos el licenciado Guillermo Achá, nos mostró con datos con-tundentes de la gestión de la corporación que la nacio-nalización de los hidrocarburos en Bolivia ha permitido al estado recuperar la soberanía y el control sobre nuestros recursos; condición importante y necesaria para alcanzar la seguridad energética y que Bolivia pueda consolidar-se como el centro energético de la región, los resultados tangibles de la nacionalización que se señalaron son la exploración constante y sostenida de gas y petróleo que permite reponer e incrementar las reservas disponibles, incremento de la producción, incremento de la capacidad refinación y transporte, autosuficiencia de GLP y gasolina especial junto a una importante disminución dela impor-tación de diésel oil, mayor acceso de gas natural para la población boliviana, consolidación de los mercados de exportación y el logro de proyectos importantes para nuestro país como las plantas de separación de líquidos de Río Grande y Gran Chaco; y la actual construcción de la planta de amoniaco - úrea y el desarrollo del proyecto de polipropileno que inicia la era de la industrialización del gas natural en Bolivia, con estos logros Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos ha constatado con hechos que es la fuerza que transforma Bolivia.

Finalmente podemos resumir como conclusión de estos dos días intensos en los cuales nos sumergimos en la di-námica apasionante del sector del gas y petróleo en el mundo, la región y en nuestro país Bolivia referenciando con las siguientes puntualizaciones:

El futuro es brillante para el gas y se está trabajando en todo el mundo diversos planes de acción para desarro-llar los mercados, retirar barreras arancelarias, innovar y crear infraestructuras con mejores tecnologías, acompa-ñar el crecimiento significativo de los usuarios y ocupar-

se de una manera cada vez más consiente de encarar la licencia social de forma accesible segura para el medio ambiente, en el contexto mundial del petróleo los cinco centros claves del crecimiento, la demanda serán China, India, Medio Oriente que crecerá aunque en un ritmo más lento, también Latinoamérica y África jugaran roles importantes.

En la demanda global de gas natural el GNL dominara el Asia y se prevé un vertiginoso crecimiento en la Latinoa-mérica, es probable que lleguen volúmenes mayores de GNL de los Estados Unidos y en Europa las disminución de la producción va a requerir un buen tiempo el aumen-to de las importaciones de GNL. Por tanto la creciente oferta global de GNL aumentará las opciones para los im-portadores regionales.

En la exploración del gas natural estamos en un momen-to óptimo para aplicar ciencia geológica avanzada, inte-grar las otras disciplinas y utilizar e integrar varios mode-los matemático geológicos complejos con el apoyo de nuevas tecnologías informáticas que relativamente hoy son más baratos que otros costos de exploración, pero que sin duda el factor humano ante todo es lo más im-portante para el éxito.

Están surgiendo nuevos mercados prometedores para el gas natural como el de vehículos a gas natural, la inten-sificación de la actividad petroquímica, las exportaciones de GNL, el GTL, el GNL para el transporte por tanto el gas natural seguirá siendo combustible de elección de este siglo y que acompañados de contratos a largo plazo ase-guramos la cooperación y la inversión necesaria.

En Latinoamérica el futuro del gas natural será prome-tedor en varios países y uno de los principales será el desarrollo de las reservas del Shale gas de Vaca Muerta que permitirá aumentar la integración regional para los demás proyectos hidrocarburíferos de la región aprove-chando que tenemos una infraestructura gasífera técni-camente actualizada.

También se ha identificado que en América Latina exis-te un notado enfoque para mejorar la competitividad y las probabilidades de desarrollar recursos abundantes en energía limpia que puedan ser posibles si también nos focalizamos para seguir fomentando el comercio mejorar la conectividad regional, modernizar la regulación y tra-bajar más para mejorar el clima de inversión en la región, también se destaca que en la región se han alcanzado grandes inversiones para el desarrollo tecnológico en el sector de petróleo y gas, el avance tecnológico se refleja en menores costos de extracción y mejoras en la produc-tividad de los pozos.

Por otro lado se resaltan en la región la creciente impor-tancia en el uso del gas natural para la generación eléc-trica debido a la disminución de las capacidades en los

niveles de agua en este contexto las políticas de los di-versos países de la región apuntan a diversificar la matriz energética en base a una planificación integrada a partir del uso de otras fuentes de energía limpia.

En cuanto a las perspectivas de la industria petroquími-ca en la región se tiene grandes oportunidades para los próximos años debido a que la demanda de polietilenos y sobre todo de polipropilenos en Latinoamérica deberá ser soportada por grandes volúmenes de importación de otros continentes o nueva producción, por esta razón el proyecto de polipropileno en Bolivia es un acierto para el desarrollo petroquímico de la región.

En síntesis la energía es el motor del crecimiento econó-mico de nuestros países, más energía significa más em-pleos, más ingresos, más bienestar para toda la región en su conjunto.

La seguridad energética en la región se garantizará con la interconexión de los países con desarrollo de iniciativas

novedosas asociada a los desafíos tecnológicos finan-cieros y de mercado, el desafío de ser auto proveedores sostenibles e integrados deberá ser el objeto unificador de los pueblos Latinoamericanos. La seguridad energé-tica para Bolivia es un componente clave de la seguridad nacional de un país cuya condición imprescindible es contar con el derecho soberano de todo estado a dispo-ner de sus recursos naturales para satisfacer los intereses nacionales. Finalmente podemos cerrar las conclusiones resaltando que en Bolivia la seguridad energética es un resultado tangible gracias a la nacionalización de los hi-drocarburos y que hoy en día estamos en el camino co-rrecto para el cumplimientos de los objetivos nacionales y proyectarnos como empresa internacional que posicio-ne Bolivia como el centro energético de la región YPFB no es una promesa es una realidad que transforma a Bolivia con la industrialización de nuestros recursos naturales, muchas gracias.


III. IMÁGENES DEL CONGRESO


REGISTRO Y ACREDITACIONES


STAND AMONIACO Y UREA


CEREMONIAS DE INAUGURACION Y CLAUSURA


ALMUERZOS


PARTICIPANTES


ATENCIÓN A LOS DISERTANTES

¡Bienvenidos!

Coordinador General del Congreso: Jorge Ortiz

Equipo Organizador: Leonor Calderón Mauricio Tribeño Virginia Rendón Salima Akly

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