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ANP Tiene Áreas En Subasta y Análisis Con Volúmenes Estimados De 24 Mil Millones De Barriles, Régimen De Partición, Y Oferta Permanente.
La subasta de los cinco bloques del pre-sal, con volúmenes estimados de 18 mil millones de barriles de petróleo y gas, se llevará a cabo por la ANP este miércoles (13/12).
En lo que respecta al área del pre-sal, es importante resaltar que hay fila para ofertas futuras, con otros cerca de 6 mil millones de barriles en diferentes etapas de análisis interno por parte del gobierno federal. Los campos petrolíferos en esa región presentan un gran potencial de exploración y siguen despertando el interés del sector.
Bloques De Partición En La Oferta Permanente
Desde el año pasado, los bloques de partición entraron en la oferta permanente. Las subastas se definen a partir de manifestaciones previas de interés.
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Será el segundo ciclo de la oferta permanente de partición, junto con el 4º de la concesión, en el que también se subastarán bloques en áreas del pre-sal, campos petrolíferos de Santos (fuera del polígono), Pelotas y áreas terrestres.
La ANP ofrecerá, este miércoles (13/12), cinco bloques en el polígono del pre-sal, en el 2º Ciclo De La Oferta Permanente De La Partición. En paralelo, el gobierno evalúa la inclusión de al menos otras 13 áreas en el menú de la OPP.
En diez años, 23 áreas han sido adjudicadas en las rondas de partición – considerando las subastas de los excedentes de la cesión onerosa, que incluían activos con descubrimientos ya comerciales.
Hoy, cinco bloques serán ofrecidos y el gobierno avanzó este año con los trabajos para ofrecer otras 13 áreas en el polígono del pre-sal.
Subasta De Bloques En El Área Del Pre-Sal
Este miércoles, irán a subasta:
- Turmalina (Campos) – ubicado al este de los campos de Roncador y Albacora Leste, con volúmenes estimados de petróleo in place (VOIP) de 2,26 mil millones de barriles, más secciones geológicas potenciales no probadas (upside) de 1,36 mil millones de barriles.
- Jade (Santos) – VOIP estimado en 2,91 mil millones de barriles y upsides de 4,2 mil millones de barriles;
- Cruzeiro do Sul (Santos) – al este del campo de Tupi, mayor campo productor de petróleo del país, y al oeste del bloque BM-S-24 (Júpiter); 1,17 mil millones de barriles de condensado y 1,82 mil millones de barriles de petróleo, con upsides estimados en 3 mil millones;
- Tupinambá (Santos) – VOIP estimado en 4,2 mil millones de barriles;
- Esmeralda (Santos) – 5,88 mil millones de barriles, que incluye el prospecto de Tupã, en el mismo bloque.
El volumen de petróleo in place es una estimación inicial del potencial de reservas, que se confirma solo con la perforación de pozos, pruebas de producción y estudios de reservorios.
Las eventuales reservas comerciales también tendrán en cuenta aspectos económicos, si se confirman los descubrimientos. El volumen total de 18 mil millones de barriles citado al inicio del texto no tiene en cuenta los upsides.
En la evaluación de la ANP, Cruzeiro do Sul presenta riesgo exploratorio exclusivamente asociado a los upsides, ya que se trata de extensiones de prospectos ya perforados. El contenido de CO2, sin embargo, puede inviabilizar el aprovechamiento comercial del reservorio. Esmeralda y Jade son considerados de riesgos moderados, con volúmenes relevantes, caracterizando un alto premio, según estimación de los geólogos de la agencia.
A pesar de las muchas incertidumbres de Esmeralda, ya se ha perforado un pozo con indicios de petróleo en el área.
Los bloques Ágata y Tupinambá, por su parte, son de frontera exploratoria y presentan riesgo exploratorio alto a moderado. En la porción norte de Tupinambá, ya se han perforado pozos exploratorios que, incluso en situaciones desfavorables, reportaron indicios de petróleo.
Áreas Desocupadas Y Oferta Permanente
Los datos de la subasta de hoy son del resumen geológico, publicado por la ANP en 2022.
El Ministerio de Minas y Energía ya tiene 11 bloques mapeados para llevar al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE), incluyendo algunas áreas ya conocidas del mercado, como Itaimbezinho (Cuenca de Campos) y Ágata (Cuenca de Santos).
Itaimbezinho fue incluido en la oferta permanente, pero tuvo que ser retirado este año porque expiró la validez de la manifestación conjunta entre los ministerios de Minas y Energía y del Medio Ambiente.
Esta etapa es necesaria, debido a la ausencia de la Ambiental de Área Sedimentaria de la Cuenca Sedimentaria (AAAS), un estudio ambiental que englobaría toda la cuenca y necesitaría ser contratado por el gobierno.
Las áreas en aguas profundas de Campo y Santos, principal provincia petrolífera brasileña, no han representado un riesgo en la emisión de licencia de pozos exploratorios.
Ágata ya forma parte del portafolio de la oferta permanente. No entró en la subasta de hoy por falta de interés del mercado.
Completa la lista del MME: Citrino, Larimar, Ônix, Jaspe, Safira Leste, Safira Oeste, Amazonita, Mogno y Ametista.
Estos 11 bloques tienen un potencial de 1,73 mil millones a 3,69 mil millones de barriles de petróleo in place no riscados, según el MME.
Régimen De Partición Y Áreas En El Menú De La OPP
La semana pasada, la ANP aprobó, además, los estudios geológicos y económicos de dos áreas, Rubi y Granada, ambas ubicadas en la Cuenca de Santos. Es el rito: ANP estudia, MME aprueba y envía al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE). A continuación, están aptos para inclusión en las subastas.
Con la inclusión de áreas de partición del pre-sal en la oferta permanente, el gobierno consolidó la modalidad de contratación bajo demanda como la principal forma de licitación de bloques exploratorios en el país. La 6ª ronda de partición, en 2019, negoció solo la Aram, una de las cinco áreas ofrecidas en el modelo anterior, en la que partía del gobierno la selección de las áreas. La licitación fue marcada por la ausencia de las petroleras internacionales.
Después del bajo índice de contratación de áreas en la 17ª ronda de concesiones, que negoció cinco de los 92 bloques ofertados, en octubre de 2021, el gobierno decidió entonces adoptar la oferta permanente como el modelo único para contratación de áreas de exploración.
Los activos que serían ofrecidos en las 7ª y 8ª rondas de partición fueron, así, transferidos al menú de áreas de la oferta permanente.
Oferta Permanente Y Bónus De Firma
El cambio viene acompañado de la reducción en la barrera de entrada. De la actual cartera de la oferta permanente, Tupinambá es el activo con menor bónus de firma (R$ 7 millones) y Cruzeiro do Sul es el más caro (R$ 134 millones).
En la partición, los bónus de firma son fijos, pues la competencia se da por el porcentaje de lucro ofrecido a la Unión, en petróleo y gas producido.
Aun sin corrección monetaria, hasta hoy el valor más alto de bónus fue, de lejos, en la primera subasta, en 2013, cuando se ofertó el área de Libra, en la Cuenca de Santos. Un estreno atípico, cuando el gobierno licitó un área con petróleo ya descubierto.
Fueron R$ 15 mil millones de bónus de firma, pagados por Petrobras (40%), Shell (20%), TotalEnergies (20%) y las chinas CNPC (10%) y CNOOC (10%).
La segunda subasta ocurrió cuatro años después, en 2017.
Desde entonces, el valor más alto recaudado fue en la 5ª ronda de partición, en 2018: R$ 6,8 mil millones por cuatro bloques.
Esta subasta fue marcada por la flexibilización de reglas de la partición y por la mayor entrada de las majors internacionales en el pre-sal, con participación de las grandes empresas del sector, como BP, Chevron, ExxonMobil, Shell y TotalEnergies.
Los valores de los bónus pagados en las primeras subastas de partición contrastan con la última ronda realizada, en diciembre de 2022, cuando los bónus de firma por los cuatro bloques adjudicados en la oferta permanente sumaron R$ 916,25 millones.
‘Estamos dejando atrás la era de los bónus mil millonarios para entrar en la fase de producción y recaudación elevadas’, afirmó el entonces director general de la ANP, Décio Oddone, en 2019, en la 6ª ronda de partición.
Para el consultor y exdirector de la ANP, Felipe Kury, la menor participación de las empresas en las rondas más recientes también se debe al hecho de que las grandes compañías ya formaron un portafolio exploratorio robusto en Brasil y ahora concentran esfuerzos en buscar resultados.
‘Las empresas ya tienen activos para explorar y monetizar. Además, el contexto global no favorece una agresividad grande en subastas. La coyuntura global se ha modificado, existe más riesgo en el mundo y eso impacta decisiones de inversión‘, evalúa.
Fuente: EPBR
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