Declaraciones de comerciabilidad para nuevos campos caen a mínimos de 20 años en Brasil

Solo dos nuevos campos de petróleo y gas, ambos terrestres, se declararon comerciales en Brasil durante 2022, la cifra más baja en dos décadas, según datos del regulador ANP analizados por BNamericas.

Irara y Gavião Mateiro, ubicados en las cuencas Espírito Santo y Parnaíba, respectivamente, fueron contabilizados en abril y noviembre del año pasado.

El primero, en el bloque ES-T-496, está a cargo de BGM Petróleo e Gás, mientras el segundo, en PN-T-102A, de Eneva.

BNamericas conversó con dos expertos locales sobre las perspectivas de exploración y producción:

MARCELO DE ASSIS, DIRECTOR DE INVESTIGACIÓN DE WOOD MACKENZIE

“La disminución [en las declaraciones de comerciabilidad] está se relaciona con la falta de nuevos descubrimientos que avancen en la cartera de desarrollo. Por desgracia, la expectativa de nuevos hallazgos de categoría mundial en el presal brasileño no se ha materializado.

De todos los bloques subastados desde 2017, solo dos pasan a la fase de evaluación: Alto de Cabo Frio Central y Aram, ambos operados por Petrobras.

Se espera que la curva de producción de Brasil crezca durante esta década, alcanzando su punto máximo en 2030-2031. Las nuevas FPSO en Mero, Búzios, Atapu, Itapu y Sépia son los principales responsables del crecimiento de la producción.

Incluso los grandes descubrimientos (más de 2.000 millones de barriles equivalentes de petróleo) se verán parcialmente compensados por la caída esperada en campos como Tupi, Iracema o Sapinhoá.

Las perspectivas para 2023 son:

1. La producción de empresas independientes/de mediana capitalización seguirá creciendo;

2. Petrobras iniciará actividades de exploración en el margen ecuatorial brasileño con la esperanza de replicar el mismo éxito que en Guyana;

3. Una revisión al plan quinquenal de Petrobras siguiendo las directrices del nuevo gobierno;

4. Esperamos más claridad sobre las actividades de refino, las políticas de precios de los combustibles, las energías renovables y la transición energética;

5. Claridad sobre las próximas rondas de ofertas: modelo de superficie abierta o uno diferente".

SOFIA FORESTIERI, ANALISTA UPSTREAM DE RYSTAD ENERGY

“De los pozos marinos perforados el año pasado, solo en dos se confirmaron los hallazgos y se anunciaron como comerciales: Curaçao, en el bloque Aram [operado por Petrobras], y 4-BRSA-1386D-RJS, conocido como Pendúnculo, en la porción noroeste del campo Sépia.

Los otros pozos estaban secos o no mostraron volúmenes comerciales. Sin embargo, la actividad de exploración aumentará en 2023, con la planificación de más de 15 pozos en las cuencas Campos, Santos, Sergipe-Alagoas, Potiguar y Foz do Amazonas.

El pozo Morpho-1, de Petrobras, en la cuenca de Foz do Amazonas, es muy esperado dado el potencial de recursos de la región y por ser el primer pozo en 32 años que se perfora en esa cuenca.

Más adelante en la década, esperamos que Petrobras centre sus esfuerzos de exploración en el margen ecuatorial, con más de 10 pozos que se perforarán inicialmente en las cuencas Foz do Amazonas y Barreirinhas.

Brasil cuenta con una sólida cartera de proyectos aprobados para los próximos tres años, con no menos de 20 iniciativas previstas y al menos 10 nuevas adjudicaciones de FPSO.

Dicho esto, la perspectiva actual prevé que la producción supere la marca de 5 millones de barriles diarios (Mb/d) para 2029. Si se realizan más hallazgos y se descubre este potencial antes mencionado, Brasil podría apuntar a una producción cercana a los 6Mb/d para mediados de 2029-2030".