OJO ENERGÉTICO
Nueva exploración traerá gas competitivo
09 de marzo de 2019 (20:11 h.)
La realidad del mercado de gas natural en el Cono Sur (Brasil, Bolivia, Argentina, Chile y Uruguay, donde hay interconexión e interdependencia) indica que está transitando de un “Sellers Market” a un “Buyers Market. En lenguaje sencillo: “Sellers Market” (más demanda que oferta) el comprador tiene más las de ganar. “Buyers Market” (más oferta que demanda) el comprador tiene más las de ganar.
Las reservas y producción de gas natural de Bolivia, solo media década atrás, resultaban imprescindibles e insuficientes en la ecuación energética del Cono Sur. Más aun, se tuvo que recurrir a importar grandiosas cantidades de GNL de varias partes del planeta a Chile, Argentina y Brasil (hasta Uruguay montaba su propio proyecto) para abastecer la demanda y a precios muy superiores a los transados regionalmente.
Esta permuta de “Buyers Market” a “Sellers Market” se debe a dos factores: Nueva oferta muy reciente y competitiva de gas natural no convencional producida principalmente en el prolijo shale de Vaca Muerta en el país del tango. Constante incremento de producción de gas natural en el país de la samba, principalmente del Presal (donde el gas está asociado al petróleo y, por lo tanto, podría tener hasta costo negativo por el costo de reinyección) y solo tener costo de infraestructura y transporte a la costa y al mercado.
A mediados de 2017, los análisis futuros de inversiones que avizorábamos en Argentina, Brasil y Bolivia nos permitían vaticinar que habría excedentes de oferta de gas natural en el Cono Sur, tal cual viene ocurriendo. Ver http://www.telam.com.ar/notas/201708/197388-superavit-gas-cono-sur.html
Es posible ampliar y actualizar lo que manifestábamos sobre la actividad exploratoria en Bolivia en 2017. Recordemos que la capacidad de producción se redujo de 61 MMMCD en 2015 a 53 MMMCD este 2019, haciendo imposible el cumplimiento simultáneo de abastecer los contratos suscritos con Argentina y Brasil al nivel de “Delivery or Pay” y la demanda creciente de su mercado interno.
Empero, todo señala que en Bolivia se podrá generar nuevas reservas y, por ende, nueva producción cuando se amarren nuevos contratos. Varias empresas privadas en el país y también YPFB se prestan a entregar resultados entre 2019 y 2020. El campo Incahuasi, en el bloque Ipati y que opera Total, con la perforación del pozo de desarrollo Incahuasi 5 puede incrementar reservas y capacidad de producción y/o horizonte de producción (plateau).
Está en fase exploratoria el famoso pozo Boyui X2 en el bloque Caipipendi, operado por Repsol. Se ha detectado la formación Huamampampa y llegado a los 8.000 metros de profundidad. Es decir, hay un espesor cercano a 300 metros de Huamampampa (arena muy productiva en Bolivia), donde se realizarán pruebas de producción y productividad en las próximas semanas y cuyos resultados pueden ser muy promisorios antes de mediados de 2019.
Está en perforación exploratoria el pozo Jaguar X1 en el bloque Huacareta, operado por Shell. El prospecto es interesante y el descubrimiento podría ser de magnitud y dar primeros resultados antes de medio año de 2019. Está también en perforación exploratoria el pozo Caranda Profundo CAR-X1005ST en el bloque Colpa-Caranda operado por Petrobras, un prospecto algo menor y cuyos resultados se verán antes de fin de año.
Recientemente se ha iniciado perforación exploratoria el pozo Ñancahuazú X1 en el bloque Azero, operado por Total, un prospecto muy interesante cuyos resultados se verán antes de junio de 2020. YPFB Corporación también perfora el pozo exploratorio Sipotindi X1 en el Bloque Aguarague Norte, cuyos resultados estarán antes de finalizar 2019.
La ventaja de Bolivia es que sus arenas tienen elevada productividad y en una zona con bastante infraestructura desarrollada (plantas y ductos) y con acceso a dos mercados vecinos donde tendrá que ir a competir con el gas de Vaca Muerta, con el gas de Presal y con el GNL importado en los próximos años, y ver posibilidades de exportación de GNL en ultramar, si los descubrimientos son de magnitud y las condiciones fiscales y de estabilidad así lo permiten.
Las reservas y producción de gas natural de Bolivia, solo media década atrás, resultaban imprescindibles e insuficientes en la ecuación energética del Cono Sur. Más aun, se tuvo que recurrir a importar grandiosas cantidades de GNL de varias partes del planeta a Chile, Argentina y Brasil (hasta Uruguay montaba su propio proyecto) para abastecer la demanda y a precios muy superiores a los transados regionalmente.
Esta permuta de “Buyers Market” a “Sellers Market” se debe a dos factores: Nueva oferta muy reciente y competitiva de gas natural no convencional producida principalmente en el prolijo shale de Vaca Muerta en el país del tango. Constante incremento de producción de gas natural en el país de la samba, principalmente del Presal (donde el gas está asociado al petróleo y, por lo tanto, podría tener hasta costo negativo por el costo de reinyección) y solo tener costo de infraestructura y transporte a la costa y al mercado.
A mediados de 2017, los análisis futuros de inversiones que avizorábamos en Argentina, Brasil y Bolivia nos permitían vaticinar que habría excedentes de oferta de gas natural en el Cono Sur, tal cual viene ocurriendo. Ver http://www.telam.com.ar/notas/201708/197388-superavit-gas-cono-sur.html
Es posible ampliar y actualizar lo que manifestábamos sobre la actividad exploratoria en Bolivia en 2017. Recordemos que la capacidad de producción se redujo de 61 MMMCD en 2015 a 53 MMMCD este 2019, haciendo imposible el cumplimiento simultáneo de abastecer los contratos suscritos con Argentina y Brasil al nivel de “Delivery or Pay” y la demanda creciente de su mercado interno.
Empero, todo señala que en Bolivia se podrá generar nuevas reservas y, por ende, nueva producción cuando se amarren nuevos contratos. Varias empresas privadas en el país y también YPFB se prestan a entregar resultados entre 2019 y 2020. El campo Incahuasi, en el bloque Ipati y que opera Total, con la perforación del pozo de desarrollo Incahuasi 5 puede incrementar reservas y capacidad de producción y/o horizonte de producción (plateau).
Está en fase exploratoria el famoso pozo Boyui X2 en el bloque Caipipendi, operado por Repsol. Se ha detectado la formación Huamampampa y llegado a los 8.000 metros de profundidad. Es decir, hay un espesor cercano a 300 metros de Huamampampa (arena muy productiva en Bolivia), donde se realizarán pruebas de producción y productividad en las próximas semanas y cuyos resultados pueden ser muy promisorios antes de mediados de 2019.
Está en perforación exploratoria el pozo Jaguar X1 en el bloque Huacareta, operado por Shell. El prospecto es interesante y el descubrimiento podría ser de magnitud y dar primeros resultados antes de medio año de 2019. Está también en perforación exploratoria el pozo Caranda Profundo CAR-X1005ST en el bloque Colpa-Caranda operado por Petrobras, un prospecto algo menor y cuyos resultados se verán antes de fin de año.
Recientemente se ha iniciado perforación exploratoria el pozo Ñancahuazú X1 en el bloque Azero, operado por Total, un prospecto muy interesante cuyos resultados se verán antes de junio de 2020. YPFB Corporación también perfora el pozo exploratorio Sipotindi X1 en el Bloque Aguarague Norte, cuyos resultados estarán antes de finalizar 2019.
La ventaja de Bolivia es que sus arenas tienen elevada productividad y en una zona con bastante infraestructura desarrollada (plantas y ductos) y con acceso a dos mercados vecinos donde tendrá que ir a competir con el gas de Vaca Muerta, con el gas de Presal y con el GNL importado en los próximos años, y ver posibilidades de exportación de GNL en ultramar, si los descubrimientos son de magnitud y las condiciones fiscales y de estabilidad así lo permiten.