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Los Jugadores y Accionistas del Sector de E&P Miran a Petrobras Debido a Su Capacidad de Recuperación y a Tantos Sistemas de Producción Instalados en Tan Poco Tiempo
A Petrobras finalmente anunció un resultado anual positivo, cinco años después de que la crisis dejara a la empresa estatal brasileña con deudas crecientes. La empresa cerró el año con una utilidad neta de US$ 25,8 mil millones, el mayor valor en siete años, y un total de R$ 20,2 mil millones (US$ 5,27 mil millones) en ventas de activos. Los mejores precios del petróleo contribuyeron en gran parte a un año fuerte. El petróleo saltó un 50% interanual. Incluso una pequeña caída en la producción no impactó las finanzas de la empresa – la producción cayó a 2,63 millones de barriles por día, frente a un récord de 2,65 millones de barriles/día el año anterior.
La producción debe aumentar nuevamente este año y impulsar aún más el resultado final de la empresa. Cuatro nuevos sistemas de producción fueron instalados en 2018 – P-74, el buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) Cidade de Campos, P-75 en Búzios y P-69 en Lula Extremo Sul – y este año Petrobras busca otros cuatro en las regiones del pre-sal y aguas profundas.
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Gabriel Fonseca, analista líder de equity de la corretora brasileña XPI, dice que «hay espacio para un 10% de crecimiento en la producción en 2019».
La P-67 fue la primera plataforma en ser completada este año, en Lula Norte, en la Cuenca de Santos. El FPSO tiene capacidad para procesar 150.000 litros de petróleo y 6 millones de m3 de gas natural. La plataforma está ubicada en el campo de Lula, que es el más productivo de Brasil, con 900.000 barriles por día, y debería alcanzar 1 millón de barriles por día en 2019.
Otras dos plataformas con la misma capacidad también ya han comenzado a producir. La P-76 en Búzios, el segundo campo más productivo del país, inició la producción en febrero, seguida por la P-77, también en Búzios, en el pre-sal de la Cuenca de Santos. Petrobras planea agregar otro sistema de producción en 2020, seguido de tres en 2021 y otros tres en 2022.
El inicio de estas instalaciones permitirá a Petrobras aumentar la producción, pero a un costo menor. Según UBS, en el primer trimestre de 2018, los costos de elevación cayeron un 7% en relación al costo promedio del año anterior. Actualmente, la producción del pre-sal tiene un costo de elevación de aproximadamente US$ 7/bl, incluyendo un costo de arrendamiento de sistema de producción de US$ 2/bl. En contraste, las cuencas del post-sal tienen un costo promedio de US$ 10-11/bl. El costo de equilibrio de los proyectos en aguas profundas también ha caído a US$ 29/bl.
Sin embargo, hay algunas preocupaciones de que Petrobras lute por cumplir sus metas de producción en los próximos años. “Las deficiencias de producción son un factor de riesgo significativo para 2019 y más allá. La meta de producción de 2023, que equivale a una tasa de crecimiento anualizada del 6% respecto a la línea de base de 2018, es bastante agresiva en comparación con el rango del 3-4% que anticipamos”, dice Muhammed Ghulam, asociado senior del banco de inversión estadounidense Raymond James.
La próxima prioridad para el gobierno es resolver la disputa de Transferencia de Derechos con Petrobras para que Brasil pueda lanzar la subasta de volumen excedente a finales de año.
Bradesco espera que, tras un prolongado período de negociaciones con el gobierno, Petrobras cierre las negociaciones como acreedor neto y para abril debería haber una definición, la cuestión es que el gobierno tenga que reembolsar a Petrobras US$ 8 mil millones. La subasta ya está programada para el 28 de octubre.
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