Actores y accionistas del sector de E&P dirigen su atención a Petrobras por su capacidad de recuperación y 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 estatal brasileña con crecientes deudas. La empresa terminó el año con una ganancia neta de US$ 25,8 mil millones, la más alta 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 medida a un año sólido. El petróleo subió un 50% interanual. Incluso una pequeña caída en la producción no afectó las finanzas de la empresa: la producción cayó a 2,63 millones de barriles por día desde un récord de 2,65 millones de barriles por día el año anterior.

La producción debería aumentar de nuevo este año e impulsar aún más los resultados de la empresa. En 2018 se instalaron cuatro nuevos sistemas de producción – 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 presal y aguas profundas.

Gabriel Fonseca, analista principal de acciones de la corredora brasileña XPI, dice que "hay espacio para un crecimiento de la producción del 10% en 2019".

La P-67 fue la primera plataforma que se completó este año, en Lula Norte, en la Cuenca de Santos. La 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 Lula, que es el más productivo de Brasil, con 900.000 barriles por día, y se espera que alcance 1 millón de barriles por día en 2019.

También han entrado en producción otras dos plataformas con la misma capacidad. La P-76 en Búzios, el segundo campo más productivo del país, entró en producción en febrero, seguida de la P-77, también en Búzios, en el presal de la Cuenca de Santos. Petrobras planea agregar otro sistema de producción en 2020, seguido de tres en 2021 y otros tres en 2022.

La puesta en marcha de estas instalaciones permitirá a Petrobras aumentar la producción, pero a menor costo. Según UBS, en el primer trimestre de 2018, los costos de levantamiento cayeron un 7% en comparación con el costo promedio del año anterior. Actualmente, la producción del presalino tiene un costo de elevación de alrededor de US$7/bl, incluido un costo de arrendamiento del sistema de producción de US$2/bl. En contraste, las cuencas post-sal tienen un costo promedio de $10-11/bl. El costo de equilibrio de los proyectos de aguas profundas también se redujo a $ 29 / bl.

Sin embargo, existen algunas preocupaciones de que Petrobras esforzarse por mantener sus objetivos de producción en los próximos años. “Los déficits de producción son un factor de riesgo significativo para 2019 y más allá. El objetivo de producción para 2023, que equivale a una tasa de crecimiento anualizada del 6 % con respecto a la referencia de 2018, es bastante agresivo en comparación con el rango del 3-4 % que anticipamos”, dice Muhammed Ghulam, asociado sénior 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 más adelante en el año.

Bradesco espera que, después de un período prolongado de negociaciones con el gobierno, Petrobras termine las negociaciones como acreedor neto y para abril debería haber una definición, el tema es que el gobierno debe reembolsar a Petrobras US$ 8 mil millones. La subasta ya está programada para el 28 de octubre.