Según la ANP, la programación de las 60 nuevas plataformas se mantiene.

La ANP Declara Que Los Seis Campos Que Quedaron Sin Ofertas En Los Dos Subastas De Petróleo Ocurridos Esta Semana No Impactaron En La Planificación Inicial

El 29 de octubre, el director general de la ANP, Décio Oddone, informó que en promedio 60 plataformas de petróleo deben ser instaladas en el offshore brasileño con las nuevas subastas de petróleo que serían realizadas por la Agencia hasta 2030, siendo la mayor parte en el pre-sal.
Transcurridos los 3 subastas previstos para este fin de año, el ejecutivo de la ANP salió a declarar que a pesar de que los campos de Sépia y Atapu no hayan recibido ofertas en la ronda de excedentes de la cesión onerosa realizada el pasado miércoles (06/11), el hecho no impacta negativamente en la programación hecha, porque Petrobras ya opera en estas áreas.

Planificación Avanzada

El director general de la ANP explicó además que el área de la cesión onerosa ya está con la planificación bien avanzada, inclusive, con las plataformas que van a producir el petróleo, ya contratadas.
Es el caso de la P-70 que va a operar en el campo de Atapu en 2020 y está en construcción en China y del FPSO de Sépia cuyo primer petróleo está marcado para 2021.

Sin contar el campo de Búzios, el mayor campo ofertado en las subastas, que ya tiene cuatro plataformas en operación.
«Veremos en los próximos años en Brasil la perforación de cientos de pozos marítimos y la instalación de decenas de plataformas», proyectó el director de la ANP.

En relación a los campos que no recibieron ofertas en el subasta de la 6ª ronda de reparto de producción, realizada este jueves (07/11), Oddone tiene la misma opinión, «No haber contratado cuatro de las áreas tampoco tiene un impacto relevante porque la ANP hace simulaciones y análisis de riesgos geológicos asumiendo que parte de los bloques no tendrá descubrimiento de petróleo y otros sí», aseguró.

El riesgo exploratorio es bastante significativo para las petroleras durante un proceso licitatorio, basta ver que el área de Uram, adquirida por Petrobras (80%) en consorcio con los chinos de CNODC (20%) es la segunda mayor reserva del país.
Se pagó por el activo un bono de firma de R$ 5,05 mil millones y se esperan inversiones del orden de R$ 278 millones en su exploración.

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