O Brasil avanza a toda máquina con las reformas en el sector de hidrocarburos. Las propuestas más recientes incluyen reducir las demandas de contenido local, liberalizar el mercado del gas y potenciar las ventas de yacimientos para atraer nuevos inversores. Las medidas están destinadas, en parte, a ayudar Petrobras para reducir aún más su deuda y centrarse más en el crecimiento en las áreas de aguas profundas del presal. Empresas como Shell y otras describieron algunos de los desarrollos a principios del año pasado en el Seminario de Petróleo y Gas Reino Unido-Brasil en Londres.
Según Décio Oddone, director general de Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), el sector de petróleo y gas del país ha experimentado grandes transformaciones en los últimos tres años en respuesta a los eventos de 2014. Para entonces, Petrobras estaba en una crisis financiera debido a una combinación de deuda paralizante, un escándalo de corrupción, el precio del petróleo y la hecho de que el gobierno ha suspendido nuevas rondas de licitación en los últimos cinco años. Como resultado, se ha reducido el número de nuevos pozos y actividades en general fuera de Brasil.
Para revertir la caída, la ANP, junto con el gobierno, comenzó a adoptar una serie de medidas que incluyeron la apertura de la capa presalina a nuevos jugadores y la realización de rondas de licitación con mayor regularidad. Las rondas de licitación de 2017 y 2018 fueron un gran éxito, dijo Oddone: “Wood Mackenzie afirmó que durante 2016-18 hubo alrededor de 100 rondas de licitación en 82 países, lo que resultó en la adjudicación de 3.000 bloques exploratorios. De esos, solo 72 estaban en Brasil, pero esos bloques atrajeron $ 7,5 mil millones de la oferta mundial de $ 9 mil millones. Entonces, Brasil tenía el 75% de los fondos disponibles en estos acuerdos. Pero eso todavía no es suficiente, por lo que debemos seguir haciendo las cosas bien. ”
Durante el segundo semestre de 2019, la ANP planificó tres rondas de licenciamiento, estando prevista la licitación para fines del mismo año. La primera fue la 16ª Ronda de Concesión, con 36 bloques en oferta en el presal de la zona sur de las cuencas de Camamu-Almada, Campos, Jacuípe, Pernambuco-Paraíba y Santos, además de otros bloques en el noreste de Brasil. el foco de 6ta Ronda de Producción Compartida fueron los bloques presal más atractivos en las áreas de Aram, Bumerangue, Cruzeiro do Sul, Norte de Brava y Sudoeste de Sagittarius en el sureste. Finalmente, y potencialmente más lucrativo, fue la Ronda de Transferencia de Derechos que cubrió algunos de los prospectos presalinos más codiciados en Brasil.
Bloques en oferta en la Cuenca de Santos para la 16ª Ronda de Licitación (Cortesía ANP)
Con el tiempo, los resultados de las subastas de 2016-19 transformaron el sector y el petróleo de Brasil, como sugirió Oddone, más que duplicando la producción del país, mientras que la cantidad de plataformas presalinas que operan fuera de Brasil podría casi duplicarse, con importantes implicaciones para el cadena de suministro del país. Sin embargo, la ANP también busca atraer nuevas pequeñas y medianas empresas a algunos de los prospectos. Aguas poco profundas y terrestres desatendidas de Petrobras. Así, se estableció un nuevo régimen en el que todas las mejores áreas vacantes serán puestas a disposición en oferta permanente.En 2018, la ANP invitó a Petrobras a definir cuáles de sus concesiones quería conservar, y la respuesta fue que más del 77% podría ser vendido. “Entonces, podríamos ver un gran aumento en las nuevas empresas que operan en ciertas áreas”, dijo Oddone,
En colaboración con la empresa petrolera portuguesa GALP, la ANP también ha estado investigando el dominio de Petrobras en el mercado petrolero brasileño. gas natural. El gobierno anunció cambios para agilizar los negocios, agregó, estimulando la competencia para atraer nuevos jugadores, incluidos los productores de gas presalino, para llevar más gas a los consumidores del país en lugar de inyectar la mayor parte, como sigue siendo el caso. “Todas estas nuevas medidas, dirigidas a atraer a todos los competidores, nos pondrán en una situación en la que Brasil nunca antes había estado”, concluyó, “creando un sector de petróleo y gas más diversificado y atractivo”.
ayudar a los inversores
Felipe Rodrigues Caldas Feres, socio de Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr y Quiroga Advogados, brindó una perspectiva legal sobre la inversión en la industria del petróleo y el gas en Brasil. A pesar de las recientes rondas de licitación, Petrobras mantiene el monopolio de la infraestructura de transporte, señaló Feres, lo que hace que el gas y el combustible en Brasil sean extremadamente caros. Sin embargo, el nuevo gobierno elegido el año pasado busca frenar la inversión en energía hidroeléctrica y hacer más para aprovechar el gas natural costa afuera del país para fines energéticos.
“Las políticas del nuevo gobierno son muy favorables a los negocios”, dijo, y agregó que estas políticas jugaron un papel clave en el éxito de las últimas rondas de licitación, especialmente para las áreas del presal. Incluyen una mayor seguridad jurídica para los inversionistas e incentivos fiscales para importar más bienes con fines de exploración y producción.
Las administraciones anteriores se inclinaron fuertemente hacia políticas nacionalistas, aumentando los requisitos de contenido local para proyectos de petróleo y gas, hasta un 65% en el caso del bloque inicial de Libra FPSO. Pero ahora los términos se han relajado”,porque cualquiera que conozca Brasil sabe que el país no tiene la capacidad de astillero necesaria”. Otros desarrollos positivos fueron la publicación de datos geológicos históricos, anteriormente solo accesibles para empresas brasileñas, y una política de arbitraje más fuerte, en particular con respecto a la unificación de campos superpuestos en bloques contiguos. Esto siguió a la presión de los 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. Uno es a través de las rondas de licitación regulares del país y el otro, según las leyes aprobadas en 2016, es a través de acuerdos con otras compañías petroleras internacionales. La ronda de transferencia de derechos, programada para lanzarse en octubre, proporcionará otro medio de liquidación y podría recaudar más de $ 100 mil millones en tarifas de firma, lo que la convierte en la subasta más grande de este tipo jamás realizada 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, están entrando nuevas regulaciones para incentivar la inversión, y eso está sucediendo”, dijo. “Además, se está importando gas a las terminales de regasificación, aunque se piensa que estas son un puente hacia la nueva infraestructura costa afuera que se espera para los próximos años”.
También se están produciendo cambios en el enfoque del gobierno sobre I+D para las nuevas rondas de licitación. “La I+D, como el contenido local, ha sido una política fallida”, argumentó Feres. “Simplemente dar dinero a universidades en Brasil que no tienen un buen gobierno es un desperdicio”.
hitos del presal
En 2019, Petrobras cumplió 10 años de producción del presal. Según Isabela Mesquita, gerente ejecutiva de Relación con Inversionistas, la empresa cuenta actualmente con 24 plataformas operando en el presal, de las cuales 17 producen exclusivamente en el presal y otras seis en el presal y otros estratos. La producción de petróleo presalino alcanzó un nuevo máximo de 1,4 MMb/d desde 1,7 MMbpe/d en total, agrega. “Pero ha sido una curva de aprendizaje. El primer pozo tardó 300 días en perforarse y completarse; ahora el proceso tarda menos de 100 días. Al mismo tiempo, Petrobras recortó sus costos de extracción del presalino de $14/bbl a $7/bbl.
“Los campos son recursos gigantescos con pozos de alta productividad, que entregan petróleo liviano con bajo contenido de azufre. Esto solía ser una actividad de desarrollo de frontera, pero ya no. El año pasado, agregó, Petrobras puso en operación otras siete plataformas presalinas, cuatro en el área de transferencia de derechos de Búzios y dos –P69 y P67– en el campo Lula, ambas en la cuenca Santos; y otra en la cuenca de Campos. La empresa también invierte fuertemente en la cuenca possal de Campos, en Marlin y otros campos productores, así como en exploración. En 2018, Petrobras adquirió participaciones en 11 bloques exploratorios fuera de Brasil. Mesquita pronosticó un gasto de US$11 millones durante los próximos cinco años, parte del cual se asignará en concesiones adjudicadas en futuras rondas de licitación.
A medida que aumenta la producción de los pozos conectados a las siete nuevas plataformas, se espera que la producción de la compañía aumente un 7 % este año y luego otro 5 % anual hasta 2023, momento en el que se espera que entren en servicio 11 nuevas plataformas más. Muchos estarán en los campos presalinos, con dos reemplazando las antiguas instalaciones en Marlin, donde Petrobras busca recuperar otro 1 Bbbl.
En la cuenca de Campos, la Equinor, como socio relativamente nuevo, está solicitando su experiencia en el Mar del Norte para ayudar a mejorar la recuperación del gigantesco campo Roncador de aguas profundas. Petrobras ve potencial para aumentar la recuperación en otros campos maduros a un 50-60% y está abierta a nuevas sociedades, agregó.
iniciativas de gas
Ana-Paula Saraiva, gerente ejecutiva de Adquisiciones y Desinversiones de Petrobras, dijo que la compañía recaudó $ 50 mil millones en ventas de activos durante 2016-2018 y apunta a otros $ 26-27 mil millones en desinversiones durante los próximos cinco años. Entre las transacciones más recientes se encuentra la venta de una participación del 90% en la red de gasoductos Transportadora Associada de Gas (TAG) a ENGIE y al fondo canadiense Caisse de Depôt et Placement du Quebec. Pero el principal objetivo de las desinversiones futuras será E&P, dijo Saraiva, con casi un 70% de los campos más maduros de Petrobras incluidos en el programa, desde el noroeste hasta el sureste del país. “Esta es una gran oportunidad para que otras empresas con una base de costos más baja vengan a Brasil e inviertan en estos activos que no encajan en los [planes futuros] de Petrobras, pero que todavía tienen petróleo”.
Saraiva también se refirió a las iniciativas más recientes para aprovechar mayores volúmenes de gas asociado costa afuera, principalmente en los campos del presal, 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 desde Bolivia. BP, ExxonMobil y Shell están invirtiendo en proyectos de gas a energía para monetizar su gas asociado en Brasil, y ExxonMobil está importando GNL de Qatar. Pero se necesitan medidas adicionales para aumentar la competencia y brindar mayores incentivos a los posibles productores de gas. El gas presalino, que tiene un alto contenido de CO2 y bajo contenido de azufre, será costoso tanto para desarrollar como para instalar la infraestructura de transporte necesaria, agregó; Los barcos flotantes de GNL pueden ser otra opción.
para concha, obtener acceso al bloque de campo de Libra en aguas profundas en 2013 fue “un gran hito”, dijo Fabio Gaspar, Gerente de Impuestos, Estructuración y Asesoría de la compañía y ex Jefe de Impuestos Upstream para Brasil. “Fue un movimiento de alrededor de 10 Bbbl para explorar y desarrollar, lo que supuso un cambio de juego para Shell en Brasil. Entonces, hace aproximadamente dos años, después de combinarnos con BG Group, pudimos acceder a otras empresas conjuntas en el espacio upstream. ”
En 2018, Shell invirtió US$66 millones en I+D en Brasil, y la empresa espera invertir entre US$1 millones y US$2 millones en sus activos actuales. Además, considerará las próximas rondas de licitación y las oportunidades de participación y salida.
“También creo que el desmantelamiento del campo será enorme”, dijo Gaspar, “con Brasil como el número 3 en el mercado global de $ 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 presal de la Cuenca de Santos (Cortesía de Petrobras)
A principios de 2019, Petrobras supuestamente resolvió una disputa contractual con el gobierno brasileño con respecto a la transferencia del área de derechos, una zona de 2.800 km2 (1.081 km2) que cubre algunos de los prospectos presalinos más prometedores en el sureste de Brasil. La zona se delimitó por primera vez en 2010, con Petrobras con derechos exclusivos para desarrollar y producir hasta 5 Bboe de áreas 'no concesionadas'. Búzios fue el primer campo en ser declarado comercial y posteriormente desarrollado, pero Petrobras luego buscó revisiones al contrato original ya que nuevos estudios indicaron volúmenes mucho mayores de petróleo dentro del área designada (hasta 15 Bbbl).
La disputa impidió que el gobierno subastara el petróleo adicional hasta principios de 2019, cuando el nuevo gobierno nombró a un nuevo presidente ejecutivo de Petrobras. Después de un pago acordado, Petrobras accedió al plan del gobierno para una ronda de transferencia de derechos sobre el petróleo 'excedente' de los campos Atapu, Búzios, Itapu y Sépia en la cuenca Santos, con la participación obligatoria de Petrobras como operador (con una participación de 30 %) en las áreas de Búzios e Itapu. Wood Mackenzie sugirió que los bonos de suscripción de la subasta por sí solos podrían superar los $26 mil millones, y los ganadores también tendrán que pagar una compensación a Petrobras por participar en proyectos que la compañía ya opera.
