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Finalizada en julio de 2020, la transacción marcó la nueva estrategia de Petrobras y la llegada de una operadora británica especialista en campos maduros en la principal cuenca petrolera del país.
En una de las mayores transacciones del sector de petróleo y gas en Brasil, Petrobras finalizó, el 16 de julio de 2020, la venta de diez campos de petróleo en producción en la Cuenca de Campos a la operadora británica Trident Energy. El negocio, con un valor total que puede superar los US$ 1 mil millones, fue un paso fundamental en la estrategia de la estatal de enfocarse en activos de mayor rentabilidad y abrió espacio para una nueva dinámica de inversiones en la región.
La venta de los Polos Pampo y Enchova, un conjunto de campos maduros en aguas poco profundas, permitió que una empresa especialista en revitalización de activos, como Trident, asumiera la operación con el objetivo de extender la vida útil y optimizar la producción de un área histórica para la industria petrolera nacional.
¿Cómo fue estructurado el acuerdo de casi US$ 1 mil millones?
La negociación, que comenzó a ser diseñada en 2017, fue estructurada de forma que equilibrase los riesgos y las expectativas de ambas empresas. El valor total del negocio se dividió en dos partes:
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Parte Firme de US$ 418,6 millones: este fue el valor garantizado recibido por Petrobras. Un signo de US$ 53,2 millones fue pagado en la firma del contrato, en julio de 2019, y el resto, US$ 365,4 millones, fue pagado en la finalización de la transacción, en julio de 2020.
Parte Contingente de hasta US$ 650 millones: este valor adicional, conocido como earn-out, se pagará a Petrobras en el futuro, condicionado al rendimiento de los campos y, principalmente, a la variación del precio del petróleo en el mercado internacional.
Esta estructura permitió que Petrobras garantizara un valor base por los activos, al mismo tiempo que participa de las ganancias futuras en caso de que Trident tenga éxito en sus planes.
¿Por qué vender activos en la Cuenca de Campos?
La venta de los campos en la Cuenca de Campos formó parte de una profunda reorientación estratégica de Petrobras. La empresa decidió concentrar sus recursos financieros y humanos en activos de mayor competitividad y retorno, especialmente en los campos del pré-sal, en aguas profundas y ultraprofundas.
Además, la transacción se enmarcó en un amplio programa de desinversiones para reducir el alto endeudamiento de la compañía. Los campos vendidos, descubiertos en las décadas de 1970 y 1980, ya estaban en una fase de declive productivo, con la producción cayendo de unos 39 mil barriles por día en 2018 a aproximadamente 22 mil barriles por día a mediados de 2020, convirtiendo la operación en menos rentable para la estructura de la estatal.
¿Quién es Trident Energy, la nueva operadora de la Cuenca de Campos?
Trident Energy es una operadora internacional centrada en la adquisición y revitalización de campos de petróleo y gas que ya han pasado su pico de producción, conocidos como activos maduros. Respaldada por el fondo de capital privado Warburg Pincus, la empresa ya tenía operaciones en África antes de entrar en el mercado brasileño.
La adquisición de los activos en la Cuenca de Campos marcó la entrada estratégica de la compañía en América del Sur. El objetivo de Trident fue aplicar su experiencia para aumentar la producción, extender la vida útil de los campos y maximizar la recuperación de las reservas remanentes.
Conozca los Polos Pampo y Enchova
La transacción involucró el 100% de la participación de Petrobras en diez concesiones, agrupadas en dos polos operativos en la Cuenca de Campos:
Polo Pampo: incluye los campos de Pampo, Badejo, Linguado y Trilha.
Polo Enchova: incluye los campos de Enchova, Enchova Oeste, Marimbá, Piraúna, Bicudo y Bonito.
La infraestructura heredada por Trident es vasta e incluye cuatro plataformas de producción centrales (PPM-I, PCE-1, P-8 y P-65), además de todos los sistemas submarinos asociados.
La producción de los campos después de la venta de 2020
Desde que asumió la operación, Trident Energy implementó un ambicioso plan de inversiones. La producción, que era de 22 mil barriles por día en el momento de la venta, mostró una trayectoria de crecimiento, alcanzando un pico de 30 mil barriles por día en diciembre de 2023.
Sin embargo, la gestión de activos maduros presenta desafíos. Informes de la agencia de calificación de riesgo S&P Global Ratings, de mediados de 2024, señalaron que la empresa enfrentó «problemas operacionales», como fallas en compresores, que llevaron a caídas en la producción en algunos meses. Esta volatilidad evidencia la complejidad de operar una infraestructura envejecida, incluso con nuevas inversiones.
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