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El Brasil está avanzando a todo vapor en las reformas del sector de hidrocarburos. Las propuestas más recientes incluyen reducir las demandas de contenido local, liberalizar el mercado de gas e impulsar las ventas de campo para atraer nuevos inversores. Las medidas buscan, en parte, ayudar a la Petrobras a reducir aún más su deuda y concentrarse más en el crecimiento en las áreas de pre-sal en aguas profundas. Empresas como Shell y otras describieron algunos de los desarrollos a principios del año pasado en el Seminario de Petróleo y Gas Brasil-Reino Unido en Londres.
Según Décio Oddone, director general de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), el sector de petróleo y gas del país ha pasado por grandes transformaciones en los últimos tres años en respuesta a los acontecimientos de 2014. En ese momento, Petrobras estaba en crisis financiera debido a una combinación de deuda paralizante, un escándalo de corrupción, la caída del precio del petróleo y el hecho de que el gobierno había suspendido nuevas rondas de licitaciones en los últimos cinco años. Como resultado, el número de nuevos pozos y actividades en general fuera de Brasil disminuyó.
Para revertir la caída, la ANP, junto con el gobierno, comenzó a adoptar una serie de medidas que incluían la apertura del pre-sal a nuevos actores y la realización de rondas de licitación de forma más regular. Las rondas de licitaciones de 2017 y 2018 fueron un enorme éxito, afirmó Oddone: «Wood Mackenzie afirmó que durante 2016-18 hubo alrededor de 100 rondas de licitaciones en 82 países, que resultaron en la adjudicación de 3,000 bloques exploratorios. De esos, solo 72 fueron en Brasil – pero esos bloques atrajeron US$ 7.5 mil millones de la licitación mundial de US$ 9 mil millones. Entonces, Brasil se quedó con el 75% del financiamiento disponible en estos negocios. Pero eso aún no es suficiente, por lo que debemos seguir haciendo las cosas de la manera correcta. ”
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Durante el segundo semestre de 2019, la ANP planeó tres rondas de licencias, con licitaciones previstas para finales de ese mismo año. La primera fue la 16ª Ronda de Licitaciones de Concesiones, con 36 bloques en oferta en el pre-sal en la zona sur de Camamu-Almada, Campos, Jacuípe, Cuencas Pernambuco-Paraíba y Santos, además de otros bloques en el noreste de Brasil. El enfoque de la 6ª Ronda de Partilha de Producción fueron los bloques de pre-sal más atractivos en las áreas de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Norte de Brava y Sudoeste de Sagitário en el sudeste. Finalmente, y potencialmente el más lucrativo, fue la Ronda de Transferencia de Derechos que cubre algunas de las perspectivas más codiciadas del pre-sal en Brasil.
Bloques en oferta en la cuenca de Santos para la 16ª Ronda de Licitaciones.(Cortesía ANP)
Con el tiempo, los resultados de las subastas 2016-19 transformaron el sector y el petróleo de Brasil, así como sugirió Oddone, más que duplicando la producción del país, mientras que el número de plataformas de pre-sal operando fuera de Brasil podría casi duplicarse, con grandes implicaciones para la cadena de suministro del país. Sin embargo, la ANP también está buscando atraer nuevas empresas de pequeños y medianos porte a algunos de los prospectos terrestres y de aguas poco profundas descuidados de Petrobras. Así, se estableció un nuevo régimen en el que todas las mejores áreas devolutas estarán disponibles en oferta permanente. En 2018, la ANP invitó a Petrobras a definir cuáles de sus concesiones quería mantener, y la respuesta fue que más del 77% podrían ser vendidas. “Por lo tanto, podemos ver un enorme aumento de nuevas empresas operando en ciertas áreas”, dijo Oddone,
En colaboración con la petrolera portuguesa GALP, la ANP también ha estado investigando el dominio de Petrobras en el mercado brasileño de gas natural. El gobierno anunció cambios para dinamizar los negocios, añadió, estimulando la competencia para atraer nuevos actores – incluidos productores de gas del pre-sal – para llevar más gas a los consumidores del país en lugar de inyectar la mayor parte, como actualmente sigue siendo el caso. “Todas estas nuevas medidas, destinadas a atraer a todos los competidores, nos colocarán en una situación en la que Brasil nunca ha estado antes”, concluyó, “creando un sector de petróleo y gas más diversificado y atractivo”.
Ayudando a Inversores
Felipe Rodrigues Caldas Feres, socio de Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr y Quiroga Abogados, dio una perspectiva jurídica sobre la inversión en la industria de petróleo y gas en Brasil. A pesar de las recientes rondas de licitaciones, Petrobras mantiene el monopolio de la infraestructura de transporte, destacó Feres, lo que hace que el gas y el combustible en Brasil sean extremadamente caros. Sin embargo, el nuevo gobierno elegido el año pasado está buscando contener las inversiones en energía hidroeléctrica y hacer más para aprovechar el gas natural offshore del país para fines energéticos.
“Las políticas del nuevo gobierno son muy pro-negocios”, dijo, añadiendo que estas políticas desempeñaron un papel fundamental en el éxito de las últimas rondas de licitaciones, especialmente para las áreas del pre-sal. Incluyen mayor seguridad jurídica para los inversores e incentivos fiscales para la importación de más bienes para fines de E&P.
Las administraciones anteriores se inclinaron fuertemente hacia políticas nacionalistas, aumentando los requisitos de contenido local para proyectos de petróleo y gas, en hasta un 65% en el caso del bloque inicial de Libra FPSO. Pero ahora los términos han sido relajados, “pues quien conoce Brasil sabe que el país no tiene la capacidad de astilleros necesaria”. Otros desarrollos positivos fueron la divulgación de datos geológicos históricos, anteriormente accesibles solo por empresas brasileñas, y una política de arbitraje más fuerte, en particular en lo que respecta a la unificación de campos superpuestos en bloques contiguos. Esto siguió a la presión de nuevos inversores.
En cuanto a la venta de activos, una necesidad de Petrobras para reducir su deuda, la empresa ahora tiene dos formas de hacerlo, dijo Feres. Una de ellas es mediante rondas regulares de licitaciones del país y la otra, de acuerdo con las leyes aprobadas en 2016, es mediante negocios con otras empresas internacionales de petróleo. La ronda de transferencia de derechos, con lanzamiento previsto para octubre, proporcionará otro medio de liquidación y podría recaudar más de US$ 100 mil millones en tasas de firma, convirtiendo este en el mayor leilón de su tipo jamás realizado en el mundo.
Otra prioridad del nuevo gobierno es el midstream, ampliando el uso del gas brasileño. “Junto con la venta de activos de Petrobras, nuevas regulaciones están llegando para fomentar las inversiones, y eso está sucediendo”, dijo. “Además, el gas está siendo importado a terminales de regasificación, aunque estos están pensados como un puente a la nueva infraestructura offshore que se espera en los próximos años.”
También se están llevando a cabo cambios en el enfoque del gobierno para P&D para las nuevas rondas de licitaciones. “P&D, como el contenido local, ha sido una política fracasada”, argumentó Feres. “Simplemente dar dinero a universidades en Brasil que no tienen una buena gobernanza es un desperdicio.”
Hitos del Pre-sal
En 2019, Petrobras cumplió 10 años de producción del pre-sal. Según Isabela Mesquita, gerente ejecutiva de Relaciones con Inversores, la empresa cuenta actualmente con 24 plataformas operando en las áreas del pre-sal, siendo 17 produciendo exclusivamente en el pre-sal y otras seis en el pre-sal y otras capas. La producción de petróleo del pre-sal alcanzó un nuevo máximo de 1.4 MMb/d y 1.7 MMboe/d en total, añadió. “Pero ha sido una curva de aprendizaje. El primer pozo llevó 300 días para ser perforado y concluido; ahora el proceso lleva menos de 100 días. Al mismo tiempo, Petrobras recortó sus costos de extracción del pre-sal de $14/bbl a $7/bbl.
“Los campos son recursos gigantescos con pozos de alta productividad, entregando petróleo ligero con bajo contenido de azufre. Esto solía ser una actividad de desarrollo de frontera, pero ya no lo es.” El año pasado, añadió, Petrobras puso en operación siete plataformas más en el pre-sal, siendo cuatro en el área de transferencia de derechos de Búzios y dos – P69 y P67 – en el campo de Lula, ambas en la cuenca de Santos; y otra en la cuenca de Campos. La empresa también invierte fuertemente en la cuenca del post-sal de Campos – en Marlin y otros campos productores, y también en exploración. En 2018, Petrobras adquirió participaciones en 11 bloques exploratorios fuera de Brasil. Mesquita previó gastos de US$ 11 mil millones en los próximos cinco años, algunos de los cuales se asignarán a concesiones otorgadas en futuras rondas de licitaciones.
A medida que aumenta la producción de los pozos conectados a las siete nuevas plataformas, la producción de la empresa debe aumentar un 7% este año y, luego, un 5% al año hasta 2023, momento en el cual otras 11 nuevas plataformas deberían haber entrado en servicio. Muchas estarán en los campos del pre-sal, con dos reemplazando las antiguas instalaciones en Marlin, donde Petrobras busca recuperar otros 1 Bbbl.
En la cuenca de Campos, Equinor, como un socio relativamente nuevo, está aplicando su experiencia en el Mar del Norte para ayudar a aumentar la recuperación del campo gigante de Roncador en aguas profundas. Petrobras ve potencial para aumentar la recuperación en otros campos maduros al 50-60% y está abierta a nuevas asociaciones, añadió.
Iniciativas de Gas
Ana-Paula Saraiva, gerente ejecutiva de Adquisiciones y Desinversiones de Petrobras, dijo que la empresa recaudó US$ 50 mil millones en ventas de activos durante 2016-2018 y tiene como meta otros US$ 26-27 mil millones en desinversiones en los próximos cinco años. Entre los negocios más recientemente concluidos está la venta del 90% de participación en la red de gasoductos Transportadora Associada de Gas (TAG) a ENGIE y el fondo canadiense Caisse de Dépôt et Placement du Quebec. Pero el principal impulso de las futuras desinversiones será en E&P, dijo Saraiva, con casi el 70% de los campos más maduros de Petrobras incluidos en el programa, de noroeste a sudeste del país. “Esta es una gran oportunidad para que otras empresas con base de costo menor vengan a Brasil e inviertan en esos activos que no se ajustan a los [planes futuros] de Petrobras, pero que aún tienen petróleo.”
La Saraiva también abordó las iniciativas más recientes para aprovechar mayores volúmenes de gas offshore asociado, principalmente en los campos del pre-sal, donde en algunos casos representa el 30% del recurso existente. Actualmente, el país importa gran parte de sus necesidades de gas a través de tres terminales de GNL y un gasoducto terrestre de Bolivia. BP, ExxonMobil y Shell están todas invirtiendo en proyectos de gas para generación de energía para monetizar su gas asociado en Brasil, y ExxonMobil está importando GNL de Catar. Pero son necesarias medidas adicionales para aumentar la competencia y proporcionar mayores incentivos a los potenciales productores de gas. El gas del pre-sal, que tiene alto contenido de CO2 y bajo contenido de azufre, será caro tanto para desarrollar como para colocar en la infraestructura de transporte necesaria, añadió; barcos flotantes de GNL pueden ser otra opción.
Para Shell, ganar el acceso al bloque del campo de Libra en aguas profundas en 2013 fue “un gran hito”, dijo Fabio Gaspar, Gerente Tributario, Estructuración y Asesoría de la empresa y ex-Jefe de Impuestos Upstream para Brasil. “Era un movimiento de alrededor de 10 Bbbl a ser explorado y desarrollado, lo que fue un cambio de juego para Shell en Brasil. Entonces, hace unos dos años, tras la fusión con BG Group, pudimos acceder a otras joint ventures en el espacio upstream.”
En 2018, Shell invirtió US$ 66 millones en P&D en Brasil, y la empresa espera gastar US$ 1-2 mil millones en sus activos actuales. Además, considerará las próximas rondas de licitaciones y oportunidades de farm-ins y farm-outs.
“También creo que el desmantelamiento del campo será enorme”, dijo Gaspar, “con Brasil siendo el número 3 en el mercado global de US$ 100 mil millones, según Wood Mackenzie.” •
Ronda de Transferencia de Derechos de Brasil
Participación de Petrobras (en rojo) en el Área de Transferencia de Derechos del pre-sal de la cuenca de Santos.(Cortesía Petrobras)
Al inicio de 2019, Petrobras supuestamente resolvió una disputa contractual con el gobierno brasileño en relación a la área de transferencia de derechos, una zona de 2,800 km2 (1,081 km2) cubriendo algunos de los prospectos pre-sal más prometedores en el sudeste de Brasil. La zona fue delineada por primera vez en 2010, con Petrobras teniendo derechos exclusivos para desarrollar y producir hasta 5 Bboe de áreas ‘não concedidas’. Búzios fue el primer campo en ser declarado comercial y posteriormente desarrollado, pero Petrobras luego buscó revisiones en el contrato original, ya que nuevos estudios indicaban volúmenes mucho mayores de petróleo dentro del área designada (hasta 15 Bbbl).
La disputa impidió al gobierno subastar el petróleo adicional hasta principios de 2019, cuando el nuevo gobierno nombró un nuevo presidente ejecutivo de Petrobras. Tras un pago acordado, Petrobras accedió al plan del gobierno de una ronda de transferencia de derechos para el petróleo ‘excedente’ de los campos de Atapu, Búzios, Itapu y Sépia en la cuenca de Santos, con la participación obligatoria de Petrobras como operadora (con un 30%) en las áreas de Búzios e Itapu. Wood Mackenzie sugirió que solo los bonos de firma de la subasta podrían superar los US$ 26 mil millones, y los ganadores también tendrán que pagar a Petrobras una indemnización por la participación en proyectos que la empresa ya opera.
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