México, Brasil y Argentina concentran la atención por las reservas de sus yacimientos inexplotados y las posibilidades de desarrollo de los existentes.

 

 

Los países latinoamericanos apuestan fuerte a la inversión extranjera para desarrollar su industria de hidrocarburos, y para ello modifican marcos jurídicos para tentar a las multinacionales petroleras, sin renunciar a la preeminencia del Estado en el sector.

 

México, Brasil y Argentina concentran la atención por las reservas de sus yacimientos inexplotados y las posibilidades de desarrollo de los existentes.

 

El gobierno mexicano estima en 50.000 millones de dólares las inversiones que llegarán al país tras la reforma aprobada este año que reabre el sector petrolero tras casi ocho décadas de monopolio estatal. El foco está puesto en la incorporación de nuevas tecnologías para aguas profundas del Golfo de México, una frontera costosa.

 

La reforma apunta a aumentar una producción que cayó de 3,4 millones de barriles diarios (mb) a 2,47 mb desde 2004.

 

"Lo más importante de esta apertura es el poder comprar y extraer petrolero bajo condiciones de (...) certeza jurídica", explicó a la AFP Raymundo Tenorio Aguilar, director de la carrera de Economía en el Instituto Tecnológico de Monterrey.

 

La limitante principal para los inversores será la carga fiscal. "(Si) no tuvieran un trato fiscal diferente al de Pemex, son muy altos los impuestos locales. Habrá que ver si a los inversionistas realmente les atrae".

 

La estatal se aseguró el control de 83% de las reservas probadas y probables de crudo, un porcentaje que evidencia el peso de lo público en el sector.

 

En Brasil, que posee enormes yacimientos a gran profundidad a lo largo de sus costas bajo una gruesa capa de sal (Presal), los inversores extranjeros deberán asociarse con Petrobras para tener una tajada del pastel. Como mínimo, la estatal tendrá 30% de participación en cada proyecto y el monopolio operativo de los campos petrolíferos.

 

En noviembre, el país entregó en concesión el mayor de sus campos, Libra: Petrobras controla 40% del proyecto, para el cual se asoció con Total, Shell y dos empresas estatales chinas.

 

Algunos analistas creen que una excesiva intervención pública en el sector reduce el interés de las grandes petroleras.

El experto Adriano Pires dijo a la AFP que una derrota electoral de la presidenta Dilma Rousseff, muy estatista en materia energética, podría facilitar la llegada de nuevas empresas.

 

Argentina, que busca recuperar el autoabastecimiento de gas, apuesta por su parte a los hidrocarburos no convencionales del megayacimiento "Vaca Muerta", en la Patagonia.

 

Si bien el proyecto está en una etapa incipiente, las petroleras internacionales ya comenzaron a trabajar en prospección y muestreo de volúmenes a través de acuerdos con la estatal YPF. Las estadounidenses Chevron, Dawn Chemical y Exxon, la francesa Total, la alemana Winter Shale, o la angloholandesa Shell son algunas de las firmas presentes.

 

Al igual que en México y Brasil, el Estado tiene un peso importante sobre este reservorio de 30.000 km2: de los 180 pozos en desarrollo, más de 70% son de YPF. Unos 12.000 km2 fueron entregados en concesión a la estatal.

 

Horacio Lazarte, de la consultora Abeceb, señaló que la producción plena de Vaca Muerta podría alcanzarse en 2020.

Venezuela, con las mayores reservas del mundo y problemas de infraestructura en su sector petrolero, es el paradigma del modelo nacionalista de control de producción: la Ley de Hidrocarburos determina que exploración, extracción y almacenamiento inicial son actividades reservadas al Estado. Los privados solo pueden integrar "empresas mixtas" con 50% de participación pública.

 

- Petróleo e independencia energética -

 

Otros países con posibilidades menores de extracción modificaron leyes para favorecer la captación de capitales para el sector de hidrocarburos. El peso del Estado es tan presente como en las grandes economías regionales.

 

Así Ecuador, el socio más pequeño de la OPEP, modificó en 2010 los contratos petroleros para obtener mayor renta. Del 80% del petróleo que obtenían, los privados pasaron a un esquema en el que reciben un pago por barril extraído, y el país vende directamente. Algunas empresas como Petrobras dejaron el mercado ecuatoriano.

 

El año pasado Ecuador asumió la explotación de su mayor reserva petrolera, ubicada en el parque ecológico del Yasuní (centroeste), y busca socios para explotar un potencial de 1.600 millones de barriles. La ley no impone a las empresas extranjeras asociarse con el Estado para operar.

 

En Colombia, donde los hidrocarburos representan 5,6% del PIB, el gobierno apuesta fuerte a la inversión foránea. En julio comenzó a subastar bloques en un proceso con el que espera recaudar unos 1.400 millones de dólares. ExxonMobil, la noruega Statoil o la española Repsol participaron de la venta.

 

La búsqueda de fuentes de energía es un denominador común en la región. Cuba ha firmado contratos de riesgo compartido con compañías de Noruega, España, India, Venezuela, o Rusia para buscar crudo en el Golfo de México. Uruguay hace prospección en su territorio y en alta mar, y apuesta a la instalación de parques eólicos, al igual que Chile que espera llegar en 2025 a 20% de su matriz energética constituida por energías renovables.

 

Fuente:  AFP -  ElEspectador.com

 

 

Brasil, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas, tiene como objetivo aumentar la producción de petróleo a 5,4 millones de barriles por día para 2029, convirtiéndose potencialmente en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo.

El  casi colapso de la otrora colosal industria petrolera de Venezuela bajo el peso de la corrupción endémica‚ y las estrictas sanciones de EE. UU., junto con los balbuceantes yacimientos petrolíferos maduros de México, vieron caer en declive el sector de hidrocarburos económicamente crucial de América Latina. Para 2020, la producción de petróleo de Venezuela se había desplomado a un mínimo anual histórico de 569.000 barriles por día, mientras que los campos petroleros envejecidos de México bombeaban menos de 1,7 millones de barriles por día. Luego, una serie de descubrimientos marinos de clase mundial en las aguas territoriales de Brasil captaron la atención de las grandes empresas energéticas y colocaron a América Latina nuevamente en el mapa mundial de hidrocarburos. A esto le siguieron los descubrimientos en alta mar de clase mundial de Exxon en Guyana, que pusieron a la diminuta sudamericana en camino de convertirse en un productor y exportador de petróleo líder a nivel mundial. Estos eventos ven a América Latina lista una vez más para convertirse en una potencia mundial de hidrocarburos una vez más.

 

La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, realizó el primer descubrimiento de petróleo presalino en aguas profundas en alta mar en la cuenca de Santos en 2006, y el primer petróleo se extrajo apenas dos años después. Esos vastos reservorios presalinos continúan brindando importantes descubrimientos de clase mundial que han dotado a Brasil, según datos del regulador, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles, con 14.900 millones de barriles de reservas probadas o 1P. Esto ahora ve a Brasil con las segundas reservas de petróleo más grandes de América Latina después de Venezuela y ocupa el puesto 16 a nivel mundial. Esas impresionantes reservas de petróleo, junto con los descubrimientos en curso, están sustentando el épico auge del petróleo en alta mar de Brasil. Hay indicaciones claras de que las reservas y la producción de hidrocarburos de Brasil continuarán expandiéndose.

 

El Ministerio de Minas y Energía tiene  como objetivo un crecimiento significativo de la producción . El ministerio está haciendo esto mediante la implementación de estrategias para desarrollar cuencas existentes y elevar la producción a 5,4 millones de barriles por día para 2029. Si se logra ese ambicioso objetivo, Brasil se convertirá en el cuarto mayor productor de petróleo del mundo. Para mayo de 2023, Brasil bombeó un promedio de 3,2 millones de barriles por día, lo que fue un impresionante 11% más que el período equivalente del año anterior. La producción total de hidrocarburos fue de 4,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día para mayo de 2023, un notable 9% más año tras año. Si bien la producción de hidrocarburos de Brasil está creciendo a un ritmo constante, todavía queda mucho camino por recorrer antes de que el país extraiga más de 5 millones de barriles por día, con un 80 % procedente de la capa presalina. 

 

Se necesitará una inversión considerable en el desarrollo de las cuencas de hidrocarburos costa afuera de Brasil para elevar la producción al volumen objetivo. Petrobras, como parte de su  plan estratégico de 2023 a 2027 , destinó $ 64 mil millones para desarrollar activos de exploración y producción, con el 67% de esa cantidad para invertir en operaciones de presal. Para 2027, Petrobras prevé extraer 2,5 millones de barriles de petróleo por día y otros 600.000 barriles de gas natural, con lo que la empresa bombeará 3,1 millones de barriles de petróleo equivalente por día, de los cuales el 78 % provendrá de campos presalinos.

 

La producción de petróleo en auge de Brasil es un motor económico importante para Brasil. Para 2012, Petrobras se había convertido en una herramienta clave de política gubernamental al verla emerger como la  compañía petrolera más endeudada del mundo  con la administración de la presidenta Dilma Rousseff saqueando sus arcas para financiar programas sociales y otras iniciativas políticas. Después de que un escándalo de corrupción masivo que involucró a Petrobras y la empresa de construcción Odebrecht repercutió en Brasil, y eventualmente le quitó el cuero cabelludo a Rousseff ,  su sucesor Michel Temer colocó a Petrobras en una posición más independiente a favor de los negocios con ese enfoque continuado por su sucesor Jair Bolsonaro. Hay temores de que el regreso de Luiz Inácio Lula da Silva, conocido como Lula, a la presidencia, lleve a una mayor  intervención gubernamental de mano dura.. 

 

No es sólo Brasil el que ha vuelto a poner de relieve la industria petrolera de América Latina. La vecina Guyana está siguiendo los pasos del mayor productor de petróleo de América Latina después de que la supergrande mundial de la energía Exxon descubriera petróleo en las aguas territoriales de la antigua colonia británica en 2015. Desde ese descubrimiento en el Bloque Stabroek, Guyana se ha convertido en lo que se denomina la costa afuera más caliente del mundo. juego petrolero fronterizo. Más de 35 descubrimientos han dotado al empobrecido país de alrededor de 800.000 habitantes con más de 11.000 millones de barriles de petróleo. El  desarrollo acelerado del consorcio liderado por Exxon  del Bloque Stabroek, con cuatro años para pasar del primer descubrimiento al primer petróleo, ve a Guyana bombeando alrededor de 400,000 barriles por día.

 

Georgetown planea subastar 14 bloques durante 2023, aunque por tercera vez se ha retrasado hasta mediados de agosto de 2023 para que el gobierno pueda finalizar los cambios en el marco regulatorio. Esas reformas incluyen la introducción de un nuevo Acuerdo de Producción Compartida (PSA), que aumentará la regalía del 2% al 10%, reducirá el límite de recuperación de costos del 75% al ​​65% e introducirá un impuesto corporativo del 10%. Si bien esos términos son menos ventajosos que los asegurados por Exxon para el bloque Stabroek, siguen siendo competitivos en comparación con otros países de la región. 

 

La primera subasta de petróleo de Guyana tiene como objetivo reducir la dependencia del país de Exxon. Lo hará atrayendo a otros exploradores y productores de petróleo a las aguas territoriales del país sudamericano. Dado el considerable  potencial petrolero que se cree que existe  en los bloques de aguas poco profundas y profundas de Guyana, los nuevos descubrimientos de petróleo son solo cuestión de tiempo. Los analistas estiman que Guyana extraerá  1,2 millones de barriles por día para fines de 2027 , lo que convertirá a la antigua colonia británica en un exportador de petróleo líder a nivel mundial. Esto está generando un  mega auge económico para Guyana , que tendrá la economía de más rápido crecimiento durante 2023, con un producto interno bruto previsto por el FMI para expandirse en un 37,2 %.

 

Hay señales de que el sector de hidrocarburos de América Latina se expandirá sustancialmente durante la próxima década a pesar del mayor riesgo geopolítico, la transición de energía limpia y la  inminente demanda máxima de petróleo . La producción de petróleo de Venezuela está creciendo debido a la asistencia de Irán, mientras que las sanciones de EE. UU. se están relajando y se permite a la supermajor Chevron extraer petróleo en el país asolado por la crisis. Argentina vive un  auge de los hidrocarburos no convencionales terrestres a medida que se desarrolla el cuerpo de esquisto de Vaca Muerta. Si bien impulsarán la producción de hidrocarburos en América Latina y el Caribe, son Brasil y Guyana los que están impulsando la explosión masiva en la producción de petróleo que se espera en la región. Solo esos dos países agregarán hasta 3 millones de barriles por día a la producción de petróleo de América Latina y el Caribe, pero eso ocurrirá en un momento en que los precios del petróleo están bajo presión por la caída de la demanda mundial debido a la transición de energía  limpia . Eso convierte a los productores de petróleo de la región en una carrera contrarreloj para explotar su riqueza hidrocarburífera.

 

Por Matthew Smith para Oilprice.com

Perú y Ecuador prometen ser los productores mineros que le disputarán  las inversiones extranjeras a Chile en los próximos años, afirmaron expertos al analizar la realidad minera en la región.

 

Durante la presentación del informe mundial  “Mine 2015: the gloves are off”, de la consultora PwC sobre las tendencias mundiales de la industria minera, varios  especialistas analizaron las condiciones que ofrecen los principales países de Sudamérica a las inversiones mineras.

 

“Perú quizá es el niño bonito en este momento porque tiene  menos exigencias (gubernamentales) y porque tiene reservas no desarrolladas muy buenas”, dijo Colin Becker, socio líder para la industria minera en Chile de PwC. “Ellos tienen una variedad de  minerales más amplia que nosotros (Chile)”, afirmó el experto.

 

La minería aporta hoy en torno al 20% de los ingresos fiscales a Perú, que es el segundo productor mundial de cobre y plata. También es importante en zinc, estaño y otros.

 

Las Bambas es el proyecto de cobre emblemático en esta ola minera, donde también están otros como Minas Conga, Pampa de Pongo,Toromocho, Antamina y Tía María. Este último ha sido blanco de fuertes oposiciones en los últimos meses, pero tanto el gobierno como Southern Perú, filial del Grupo México, parecen decididos a sacarlo adelante.

 

Jim Moraga, otro socio experto en minería de la consultora, explicó que actualmente Perú se ubica en la primera posición en América Latina como productor de plata, oro y níquel, y ha logrado crear un ambiente con reglas claras y estables para posicionarse como segundo productor mundial de cobre después de Chile.

 

Entre las ventajas que Moraga consideró  “interesantes” está la abundancia de agua y energía, así como el apoyo del gobierno a los proyectos. “En Perú, en el largo plazo ya tiene trazado una visión de lo que quiere ser en minería”, sentenció.

 

Otro factor de ventaja para Perú es que sus yacimientos peruanos tienen mejores leyes que los chilenos, agrega el académico Gustavo Lagos, del Centro de Minería de la Universidad Católica.

 

En Chile, una menor ley ha obligado a las compañías a destinar una más de recursos para mantener los niveles de productividad de los yacimientos. Ese factor sumado a otros temas como energía y agua han puesto la pista más díficil para Chile.

 

De acuerdo con el informe “Tendencias de la Exploración Mundial 2015” realizado por SNL Metals & Mining, seis países de Sudamérica representan la mayor parte de la inversión minera, y son México, Chile, Perú, Brasil, Colombia y Argentina.

 

“Latinoamérica continúa siendo la región líder en exploración minera, atrayendo el 27% del gasto global en 2014”, dice Juan José Córdova, socio de Auditoría y Líder de Energía y Recursos Naturales de KPMG en Perú. En este panorama, la novedad viene de la mano de Ecuador, que según los expertos está creando las condiciones para atraer inversiones extranjeras.

 

“Tengo bastante fe en Ecuador”, afirmó Colin Becker al asegurar que varias empresas grandes están mirando a ese país en minería, con reservas de oro, plata, cobre y zinc,  y otros campos productivos.

 

En cambio, agregó, Colombia se ha quedado un poco atrás en el interés inversor debido a los conflictos con la guerrilla, que ha desviado el foco del gobierno de Bogotá en detrimento de la minería; y en Brasil por los problemas de tipo de cambio y otros relacionados con la estabilidad política.

 

Argentina también sigue en la mira pero los analistas admitieron  que quizá los inversionistas esperarán las elecciones presidenciales de octubre antes de definir algunos proyectos; dicen especialistas.

 

Fuente: Portalminero.com

El informe también reveló que los gastos de operación como porcentaje de ventas netas disminuyeron en 3,8pp durante el trimestre.

La compañía Cemex Latam Holdings reportó que durante el primer trimestre del año tuvo una pérdida de US$1 millón, en comparación de los US$16 millones que había obtenido como ganancia durante el mismo periodo del año pasado.

 

En su reporte, la empresa destacó que las ventas netas consolidadas entre enero y marzo crecieron 9% en términos comparables para las operaciones actuales y haciendo un ajuste por fluctuaciones cambiarias. Las ventas netas en términos comparables incrementaron en Colombia, Panamá y en el resto de las regiones donde opera la compañía.

 

De igual forma, la empresa informó que "el costo de ventas como porcentaje de ventas netas incrementó en 4,7 pps., de 65,6% en el 1T22 a 70,3% en el 1T23. El aumento se debió principalmente a mayores costos operacionales, especialmente en el combustible para hornos y costos de mantenimiento".

 

Las ventas netas de la empresa fueron de US$204 millones. El informe también reveló que los gastos de operación como porcentaje de ventas netas disminuyeron en 3,8pp durante el trimestre, de 25,8% en el primer trimestre del año pasado a 22% en el mismo periodo de este año.

 

"El flujo de operación durante el primer trimestre de 2023 disminuyó en 14% en términos comparables, comparado con el del primer trimestre de 2022. La disminución se debió principalmente a mayores costos, mitigada parcialmente por mayores ventas", concluyó el informe.

 

Por Carlos Rodríguez para LaRepública.

Así lo señaló el secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel).

La crisis energética causada por la invasión rusa de Ucrania está impulsando tanto la producción como las exportaciones de petróleo y gas en los países de América Latina y el Caribe, con aumentos de hasta un 9 % de media desde febrero de 2022.

 

Así lo señaló el secretario ejecutivo de la Asociación de Empresas de Petróleo, Gas y Energía Renovable de América Latina y el Caribe (Arpel), Carlos Garibaldi, al margen de una conferencia del sector organizada por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (Opep) en Viena.

 

Estos marcados incrementos son la "respuesta a la ventana de oportunidad abierta por las aprehensiones sobre seguridad energética provocadas por la invasión rusa de Ucrania, las consecuentes sanciones a su suministro y los resultantes precios favorables", aseguró el experto argentino en declaraciones a EFE. 

 

Garibaldi admitió que la evolución varía de país a país: en Argentina, por ejemplo, la subida se sitúa en el 14 %, mientras que en Brasil es del 8 %.

 

En total, la media es del 9 % para la producción de gas natural y de crudo, "mientras que las exportaciones en ambos rubros parecen haber aumentado en un 5 %", precisó el responsable de Arpel, al destacar que un 60 % de la matriz energética de América Latina sigue procediendo de los hidrocarburos (gas y petróleo).

 

Entre los países con mayor potencial en la región, Garibaldi destacó Venezuela, que ya ha logrado elevar sus extracciones tras el reciente alivio de las sanciones impuestas por Estados Unidos.

 

"La necesidad de encontrar alternativas a las fuentes rusas de petróleo condujo a un cambio alentador en la postura de Estados Unidos hacia Venezuela, cuya producción actual de crudo es la más alta registrada desde principios de 2020", resaltó Garibaldi.

 

En opinión del secretario ejecutivo de Arpel, el gobierno venezolano de Nicolás Maduro debe ahora dar pasos concretos para "establecer un marco normativo estable", incluso si aún "no se vislumbra" el levantamiento de las sanciones hasta después de que se comprueben que el país haya celebrado elecciones libres.

 

En cuanto a Brasil, Garibaldi recomienda que continúe explorando en alta mar, ya que, sin nuevos descubrimientos, su producción declinaría a partir de 2027.

 

Recordó, asimismo, el repunte de la producción de crudo de esquisto en la formación sedimentaria argentina de Vaca Muerta, que según expertos podría pasar de los 300.000 barriles diarios de este año a más de un millón a partir de 2035.

 

De concretarse estos planes, las exportaciones de petróleo argentinas podrían totalizar unos 20.000 millones dólares, volumen que sería aún mayor con el agregado de gas, aseguró Garibaldi.

 

Por EFE.