La producción de petróleo en la Selva Norte y Central

Retos y oportunidades

Por Eleodoro Mayorga Alba

La energía solar en Arequipa, Peru, se obtiene a través del acero y otro metal. Foto por Renzo Nuñes/Ojos Propios. 

La baja del precio del crudo obliga a los países productores a ajustar sus contratos y las regulaciones del sector de manera a preservar la inversión.  En el Perú, no se han dado aún los cambios requeridos y se corre el riesgo de que la producción continúe a declinar.

INTRODUCCIÓN

La producción de petróleo en el Perú, que durante el año 2014 comenzó a revertir su tendencia declinante,  ha sufrido un fuerte impacto con la caída de los precios del crudo.  Perú llegó a producir en 1980 hasta 200 mil barriles por día (MBD).  La falta de inversiones y el poco éxito exploratorio han causado que la producción decline, para promediar 63 MBD en el 2013. La excepción de esta evolución ha sido la puesta en producción en el 2004 de los yacimientos de gas – condensados del área de Camisea que ha permitido que Perú en la última década goce de energía segura, limpia y de bajo costo.

La producción - antes del último trimestre del 2014 - estaba pronosticada aumentar.  Se esperaba cerrar el 2015 encima de 72 MBD y llegar a 150 MBD al 2020.  Notablemente, las inversiones para desarrollar los pequeños yacimientos de petróleo descubiertos en la Selva Norte están siendo postergadas.

La producción a la fecha es de 58 MBD y se corre el riesgo por falta de crudo de tener que cerrar el Oleoducto Nor Peruano (ONP). Qué ha sucedido? Qué podría hacerse para revertir esta situación que va a impactar negativamente la balanza comercial del país y las futuras inversiones.

Esta Nota trata los aspectos ligados a la producción de petróleo en la Selva Norte y Central, dejando aparte la producción de Camisea, y de otras regiones.  La Nota propone decisiones para evitar la declinación de la producción y permitir que las rentas del sector sigan beneficiando al Gobierno Central, a las empresas, y a los Gobiernos Regionales.

Muchos países petroleros están respondiendo a la caída de los precios con cambios en sus contratos que permitan retener la inversión, sobre todo aquella de riesgo.  Estos cambios incluyen extensiones en los plazos de la fase exploración, reducción de tasas de descuento y regalías, depreciaciones aceleradas, entre otras.  Los cambios sin embargo no incluyen modificaciones en estándares ambientales cada vez más exigentes y en políticas de relacionamiento social que obligan a las empresas a comprometer recursos más significativos en sus proyectos a beneficio de las comunidades vecinas. 

RESERVAS REMANENTES EN LA SELVA NORTE Y CENTRAL

Esta región dispone de una potencial de reservas probables en campos relativamente pequeños, es decir con reservas recuperables de 20 a 30 millones de barriles.   Ninguno de ellos podría sustentar la construcción de un nuevo oleoducto; de ahí que el éxito de las operaciones depende de la continuidad del servicio del ONP.

RESERVAS

Probadas + Probables

MMBBL

Lote 1-AB

198

Lote 8

68

Lote 67

217

Lote 64

55

Lote 39

162

Lote 95

62

TOTAL >

762

Fuente: Elaboración propia

Se requiere de una estrategia que integre, a través de alianzas estratégicas, el desarrollo estos campos bajo un esquema que eleve los beneficios de cada operador permitiendo incrementar la producción en el corto plazo y maximizar la recuperación y el valor de los activos en el mediano y largo plazo.

PROYECTOS IMPACTADOS

A - Perenco – empresa franco-vietnamita - ha parado su proyecto en los Lotes 67 y 39 a la espera de una mejora del precio del petróleo.  Su costo de producción, basado en el transporte por barcazas tanto de un diluyente (nafta del Golfo de México) como de la producción hasta la estación inicial del ONP, no le permite continuar a menos que el barril se estabilice  encima de 70 USD.  Perenco que tenía planes para producir hasta 60 MBD ha limitado su producción a 1 MBD a ser evacuados por rio a la Refinería de Manaos.

B - Gran Tierra – empresa canadiense - confirmó en Enero 2014 las reservas del campo Bretaña del Lote 95,  lote que ARCO operó en los años 70. En base a los resultados de una evaluación independiente, Gran Tierra reportó que el campo tiene 61.5 millones de barriles de reservas probadas y probables, y 113.9 millones sumando las reservas posibles.  Sin embargo, con la caída de precios y los resultados poco alentadores de su segundo pozo, Gran Tierra ha puesto a la venta su proyecto.

C - CEPSA, empresa española controlada por el Fondo IPIC de Abu Dhabi, opera el Lote 131 con un 70% de participación, mientras que Pacific Rubiales detiene el 30%.  Este Lote pertenece a la Cuenca Ucayali, pero para evacuar su producción requiere del ONP.  CEPSA inició a finales del 2014 la producción del pozo descubridor Los Ángeles-1X cuyas pruebas fueron alentadoras justificando la perforación de dos pozos más. Con ello CEPSA ha confirmado un pequeño yacimiento capaz de producir 5 MBD de un crudo de 45o API que podrían aumentar hasta 8 MBD. PETROPERU ha sido el primer comprador de esta producción.

D – Lote 8 operado por la empresa argentina Pluspetrol – A fines de los 90 este Lote producía entre 25 y 30 MBD de un crudo de buena calidad (Maynas).  Por falta de inversión y la intrusión del agua de formación, actualmente produce  8.5 MBD.  El crecimiento de la demanda regional, dominado por diésel, y la falta de crudos apropiados, hacen que este petróleo se procese íntegramente en la Refinería de Iquitos.

E - Lote 1AB – operado también por Pluspétrol, cuyo contrato termina en Agosto 2015,  está siendo licitado, reconfigurado como Lote 192.  La producción acumulada de este Lote ha sido de 716 MMbbl.  A fines de los 70, la producción superó los 100 MBD; hoy produce 10 MBD.

Este Lote posee las mayores reservas del país. A raíz de la terminación del contrato se ha evaluado la producción bajo distintos escenarios de inversión. Así, el sólo desarrollo de las reservas probadas permitiría elevar el régimen actual hasta un pico de cerca de 25 MBPD en el 2023, que podría ampliarse si se confirman reservas adicionales.

Los escenarios estudiados tienen una economía positiva.  Aun con precios bajos, y la importación de diluyente, el Lote soporta regalías superiores al 25%. Su potencial comprende reservas probadas desarrolladas de 70 MMBbl y un potencial no desarrollado de 90MMBbl, con las cuales se justifica una nueva concesión por 30 años. Pozos de extensión tanto en los campos de crudo liviano, como en campos de crudo pesado, permitirían alcanzar 28 MBD al 2030. 

El escenario que involucraría el desarrollo integral de los reservorios Chonta y Vivian,  con perforaciones de exploración y confirmación requiere de estudios más profundos que permitan determinen los volúmenes de hidrocarburos livianos que sustituirían la compra de diluyente. 

De crítica importancia es concluir exitosamente la licitación en curso. Una revisión de las bases publicadas por PERUPETRO deja sin embargo ciertas preocupaciones:

· El plazo para presentar ofertas es muy corto.  El Lote tiene un buen número de pozos en campos relativamente diferentes y una infraestructura de producción con un buen número de años relativamente compleja.  Solo aquellos que han trabajado en el Lote (PLUSPETROL en especial) y tienen información actualizada podrán presentar ofertas justificadas; el resto de empresas van a tener que cubrirse aumentando sus ofertas.

·La existencia de un pago por la propiedad de activos, estimado según su valor en libros, que no podría implementarse con los bajos precios. Aun si el pago comienza a ser efectivo desde el segundo año y puede fraccionarse, representa una carga significativa en el análisis del flujo de caja del ofertante.

·El difícil manejo de las relaciones con las comunidades indígenas, con cuyas  federaciones no ha sido fácil concluir los acuerdos que han precedido a la licitación.  El rol del Estado en relación a Pluspetrol, la empresa que ha estado al frente de la operación por 30 años, y la manera como se han venido llevando adelante los acuerdos con las comunidades pueden traer consigo paradas de producción de alto costo para cualquier empresa que se inicia en este Lote.

·La opción de participación de 25% a favor de PETROPERU sobre la cual no se conoce  la decisión que tome el Directorio de PETROPERU agrega incertidumbre.  Pareciera difícil e inconsistente que luego de haberse desechado participar en proyectos más sencillos y con menor riesgo  - como en los Lotes 3, 4, 6 y 7-  esta vez el Directorio decida en un Lote con mayores riesgos económicos y ambientales ejercer su opción.  La participación de la empresa estatal en cualquier otro escenario sería bienvenida para facilitar la relación con las comunidades indígenas.

· La secuencia de decisiones a tomarse después de la firma del contrato no deja tiempo a ningún trabajo de investigación con miras a mejorar las prácticas de ingeniería de producción en este Lote.  Calificar las ofertas en base a mayores regalías o al mayor número de pozos ofertados no deja espacio ni tiempo a la investigación de nuevas tecnologías que mejoren la recuperación final de las reservas de este Lote.

El riesgo de una caída suplementaria de producción persiste, a causa de un retraso en la licitación o porque el nuevo operador no cuenta con experiencia y necesita un plazo adicional para iniciar las operaciones.  Como tal, la producción podría bajar hasta 8 – 9 MBD creando una situación de tarifas muy elevadas y poniendo en peligro los volúmenes mínimos para operar el ONP.

LA OPERACIÓN DEL ONP

El gráfico presenta los volúmenes transportados desde el 2007 y las tarifas cobradas. El volumen pronosticado para el 2015 de 18.329 MBD incluye: (i) que Perenco transporte su producción (1 MBD) por el ONP, lo que está en duda; y (ii) que el excedente de productos de la Refinería de Iquitos se incremente gracias a la compra del crudo de CEPSA.

Si aplicamos la fórmula vigente[1] habría un aumento significativo de las tarifas. La pregunta es cómo evitar una paralización del servicio del Oleoducto, y como aumentar la producción a niveles que correspondan al potencial geológico de la región.

RECOMENDACIONES

a) Lo inmediato es bajar la tarifa eliminando los costos fijos (depreciación), y la tasa de descuento de 12 a 6 % que debe ser el costo de capital que tiene PETROPERU.  Esta medida implicaría una baja de la tarifa durante el periodo de crisis actual, que luego debe tener un periodo de recuperación para no afectar la economía de PETROPERU.

b) En el mediano plazo, es necesario elevar la producción, para ello hay que buscar una coordinación efectiva entre las empresas involucradas.  Solas, cada una tendrá el problema de la falta de economías de escala para bajar los costos del suministro de diluyente como de evacuación de su producción.  PERUPETRO está llamado a liderar un grupo de trabajo que coordine metas realistas de producción por campo.  PETROPERÚ también tiene un rol como operador del Oleoducto y de la Refinería de Iquitos, al margen de si entra o no a participar en la operación del Lote 192.

c) Contactar a Petroamazonas, empresa estatal del Ecuador, que ha firmado nuevos contratos para explorar lotes vecinos a la frontera, incluyendo el proyecto ITT.  Esta producción podría generar la base operativa estable que el ONP necesita.

d) Incentivar a CEPSA para que eleve su producción a 8 MBD de manera a aumentar el diluyente disponible en la región.

e) Pero el jugará un papel central será el nuevo operador del Lote 192.  Se debe revisar las bases para la licitación de este Lote puesto que sus implicaciones serán determinantes sobre la producción a mediano plazo. Combinada a la baja de los precios, una caída de la producción generara una recesión de alto costo social en esta región del país.

Eleodoro Mayorga Alba - Ex – Ministro de Energía y Minas; Ingeniero de Petróleo y Doctor en Economía, con más de 40 años en la negociación de contratos y el asesoramiento de gobiernos en políticas del sector hidrocarburos. E-mail: emayorgaalba@gmail.com