Repsol busca gas en tres pozos en Bolivia

Repsol puede incrementar notablemente sus reservas de gas natural en Bolivia. La petrolera está trabajando en el área del llamado contrato Caipipendi con el objetivo de identificar nuevos yacimientos mediante una serie de trabajos que se extenderán hasta principios de 2017. Consulte el especial 'Proyectos extraordinarios en América'

Tras las primeras pruebas de sísmica, realizadas al norte y al sur de esta área, la petrolera española ha sido capaz de identificar tres nuevos prospectos exploratorios: Boyuy, Boicobo e Ipaguazu, donde aún se están evaluando opciones para la ejecución de un plan de exploración y desarrollo.

Estas nuevas áreas podrían incrementar significativamente las reservas de gas de Bolivia y ayudar a su desarrollo futuro. En Boyui se prevé una riqueza de 2,7 TCF. En Boicobo, al norte, se calcula 1 TCF y en Ipaguazú, al centro, 0,3 TCF, lo que equivale a diez años de suministro a Brasil.

La perforación en Boyui comenzará a inicios de 2017 y para el trabajo se proyecta un costo de 92 millones de dólares. Según datos de Repsol, el prospecto no sólo tiene un "importante" tamaño, sino que puede ponerse en producción acelerada aprovechando la capacidad de procesamiento ya instalada y no utilizada en el área (plantas de San Alberto e Itaú). El Consorcio Caipipendi es el encargado del desarrollo del proyecto y está operado por Repsol, con una participación del 37,5 por ciento. Como socios participan también Shell (37,5 por ciento) y PAE (25 por ciento).

Inversión millonaria

El presidente de la compañía española, Antonio Brufau, visitará Bolivia en las próximas semanas para anunciar una inversión de alrededor de 1.200 millones de dólares, según informó el ministro boliviano de Hidrocarburos y Energía, Luis Alberto Sánchez.

El ministro hizo este anuncio en la ciudad sureña de Tarija durante la licitación de la construcción de una planta petroquímica, acto al que también asistió el presidente boliviano, Evo Morales, y el presidente de Repsol en Bolivia, el argentino Diego Díaz.

"En las próximas semanas vendrá el presidente de Repsol y tendremos una reunión con el presidente Morales para ver una inversión de 1.200 millones de dólares", sostuvo el ministro, que añadió que diez años después de la nacionalización petrolera decretada en en el ejercicio 2006 la empresa española y otras "creen en la seguridad jurídica de Bolivia" para hacer nuevas inversiones.

Junto con la celebración por el Día del Trabajador, el Gobierno de Bolivia celebró el aniversario de la nacionalización, destacando que la renta petrolera captada por el Estado durante una década fue de 31.500 millones de dólares, mientras que en los veinte años previos esa suma fue de 5.400 millones de dólares. La petrolera, por su parte, asegura que todavía no hay una fecha definida para ese viaje. En cualquier caso, Repsol está desarrollando ya en el país de Evo Morales uno de los mayores proyectos de gas natural de América Latina: el proyecto Margarita-Huacaya.

Este yacimiento es el mayor campo de la historia de Bolivia y produce desde marzo de 2016 una cifra récord de 20 millones de metros cúbicos (Mm3/d) de gas al día, el equivalente a más del 30 por ciento de la producción del país y dos millones de metros cúbicos de gas más de lo que se preveía en las estimaciones iniciales del proyecto.

Margarita Huacaya

Hasta la fecha, Repsol y sus socios han invertido unos 1.500 millones de dólares (1.344 millones de euros) en este proyecto. Margarita-Huacaya se desarrolló a partir del segundo semestre de 2009, en tres fases. La Fase I culminó el 1 de mayo de 2012 con la inauguración de la nueva planta de procesamiento de gas de Margarita, junto a un nuevo sistema de gasoductos de recolección y evacuación y la habilitación de cuatro pozos productores.

La Fase II se concretó el 1 de octubre de 2013 con la incorporación de un nuevo módulo a la planta, lo que le permitió aumentar la capacidad de procesamiento hasta los 15 Mm3/d. En este período también se incorporaron dos nuevos pozos en producción: Margarita 5 y Margarita 6. En ambas fases se construyeron 106,4 kilómetros de gasoductos para posibilitar el ingreso del gas de Margarita-Huaca en el sistema de distribución nacional. En 2015 se puso en marcha la Fase III, que contemplaba nuevas inversiones y el objetivo de alcanzar los 18Mm3/d en 2016.

Este objetivo se alcanzó antes del plazo establecido y convirtió a Margarita-Huacaya en el campo de mayor producción en la historia del país, lo que se ratificó en noviembre de 2015, cuando la producción se elevó a 19Mm3/d, después de la puesta en producción de los pozos Margarita 7 y Margarita 8.

En los momentos de mayor actividad, este proyecto demandó la participación de 3.700 personas, el 96 por ciento eran bolivianos y un 54 por ciento provenían de las comunidades vecinas. Además, el yacimiento se desarrolló cumpliendo los más altos estándares en seguridad, protección del medio ambiente y calidad. En la actualidad, Margarita-Huacaya constituye un área de explotación, con una superficie de 123.000 hectáreas, donde hasta la fecha existen nueve pozos (con una profundidad que oscila entre los 4.000 y los 6.000 metros) perforados entre 1998 y 2015.

Repsol está presente en Bolivia desde 1994. La petrolera cuenta actualmente con 32 bloques: siete en exploración y veinticinco en explotación en los campos Tarija, Chuquisaca, Santa Cruz y Cochabamba.

En total suponen 7.074 kilómetros de exploración y 1.557 kilómetros cuadrados de producción. Además, participa en YPFB Andina, la principal empresa del sector, donde tiene una sociedad con Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), la empresa estatal. Actualmente, la petrolera trabaja en la perforación del pozo Huacaya 2, cuya profundidad estimada es de 5.850 metros. En noviembre pasado, la petrolera terminó el sondeo de evaluación LPÑ-91 en el bloque La Peña, donde la española tiene una participación del 48,33 por ciento a través de YPFB Andina.

Mejoran las cuentas

Entre tanto, la marcha del negocio para la compañía española mejora poco a poco, gracias a la recuperación de los precios del petróleo, que han logrado superar la barrera de los 50 dólares por primera vez desde hace seis meses.

En el primer trimestre del año, el resultado neto ajustado del área de Upstream de Repsol se incrementó en 207 millones de euros respecto al mismo periodo del año anterior, lo que le permitió volver a los beneficios, con unos números negros de 17 millones de euros, gracias a los menores gastos exploratorios, los mayores volúmenes de producción, el impacto positivo de los tipos de cambio y los ahorros de costes derivados de un intenso programa de mejora de eficiencia. Este programa, que incluye acciones comerciales, técnicas y de proceso en todas las unidades, países y áreas del negocio de Upstream tuvieron un impacto en caja de más de 100 millones de euros en el trimestre. Estas medidas, además de mejorar la generación de caja en el corto plazo, incrementarán la sostenibilidad y eficiencia del negocio en el medio y largo plazo.

El resultado positivo del Upstream es especialmente destacable teniendo en cuenta el descenso de los precios del Brent, el West Texas Intermediate y el Henry Hub. Los precios de realización de Repsol se comportaron mejor que los de estos productos internacionales de referencia. El precio de la cesta de crudos de la compañía disminuyó un 32,2 por ciento, cinco puntos menos que el Brent, y el del gas se redujo un 17,2 por ciento, doce puntos menos que el Henry Hub. La producción media en los primeros tres meses del año ascendió a 714.200 bep/día, el doble de la obtenida en el mismo periodo de 2015, y se mantuvo en los niveles que la compañía ha marcado como objetivo para los próximos años.

A este incremento contribuyó fundamentalmente la integración de los activos procedentes de Talisman, que aportaron 330.300 bep/día, además de la incorporación de producción de los proyectos de Cardón IV (Venezuela) y Sapinhoá (Brasil).

Tras el cierre del trimestre, Repsol anunció un nuevo descubrimiento en Brasil, Gavea A1, en la cuenca brasileña de Campos, el cuarto hallazgo realizado en el prolífico bloque Campos 33, y que completa la exitosa campaña de evaluación de esta área.

Tras la adquisición de Talisman, el área de Exploración y Producción de Repsol se focaliza en tres regiones estratégicas: Norteamérica, Latinoamérica y Sudeste Asiático, con un alto potencial de desarrollo orgánico.

Desde este punto de partida, el Plan Estratégico contempla un proceso de optimización y una gestión de la cartera de activos que se reflejará en un menor gasto exploratorio, un descenso del 40 por ciento en los niveles de inversión y una producción de entre 700.000 y 750.000 barriles equivalentes de petróleo/día garantizada por los actuales volúmenes de reservas. Todo ello permitirá a esta área de negocio reducir el nivel del precio del crudo a partir del cual se generará caja positiva, junto con un incremento del retorno del capital empleado (ROACE).

Más eficiencias

La petrolera ha fijado en su plan de eficiencias un objetivo de ahorro para este año de 1.100 millones de euros, pero en una reciente presentación a analistas considera que podrá superar esa cifra y llegar hasta los 1.200 millones, es decir, 100 millones más, que permitirán mejorar las cuentas de la petrolera. Repsol se encuentra además inmersa en un proceso de exploración y desarrollo de nuevos pozos en Brasil que tendrá operativos este mismo año.