Ronda brasileña de oferta permanente atrae inversiones por US$270mn

La primera ronda de oferta permanente de producción compartida de Brasil atrajo 1.440 millones de reales (US$270 millones) en inversiones y 916 millones de reales en bonos por firma de contrato luego de que Petrobras y petroleras internacionales adquirieran cuatro bloques marinos.

El resultado del proceso celebrado el viernes por el regulador local ANP dividió las opiniones de los expertos.

Petrobras se quedó con tres activos en condición de operador: Água Marinha, en alianza con TotalEnergies y QatarEnergy; Norte de Brava, en la cuenca Campos con una participación de 100%; y Sudoeste de Sagitário, en la cuenca Santos, en sociedad con Shell.

En tanto, la británica BP Energy adquirió el bloque Bumerange, ubicado en la cuenca Santos.

Los contratos debieran firmarse el 28 de abril de 2023.

No se presentaron propuestas por otras siete áreas en oferta: Ágata, Esmeralda, Jade, Turmalina, Tupinambá, Itaimbezinho y Cruzeiro do Sul.

La licitación de oferta permanente de producción compartida fue diseñada para contratar servicios de exploración y producción de petróleo y gas natural para bloques del polígono presalino y otras áreas estratégicas.

En este sistema, los bloques están disponibles permanentemente y las rondas comienzan a solicitud de las empresas registradas mediante la presentación de una declaración de interés a la ANP por uno o más bloques en oferta, acompañada de una garantía.

Según Marcelo de Assis, director de investigación de Wood Mackenzie para el segmento upstream, el resultado de la licitación estuvo dentro de lo esperado.

“Se adjudicaron los bloques principales, dos en los que Petrobras había demostrado interés anteriormente, y Sudoeste de Sagitário, adyacente al área de Sagitário, donde Petrobras y Shell son socios. Era de esperarse”, dijo a BNamericas.

“En cuanto a Bumerangue, se ubica contiguo a dos bloques de propiedad de BP”, agregó De Assis.

El presidente de Shell, Cristiano Pinto da Costa, señaló que la empresa está muy entusiasmada con la nueva adquisición.

"Esta ronda de oferta permanente de producción compartida refuerza aún más nuestra presencia en el país, que ya representa aproximadamente el 13% de la producción mundial de petróleo y gas de Shell", señaló en una declaración pública.

Mahatma dos Santos, investigador del instituto de estudios petroleros Ineep, calificó el resultado como un fracaso.

“Considerando que en las rondas de oferta permanente los bloques solo salen a subasta si al menos una empresa manifiesta interés previamente; que todos los bloques subastados se ubican en el polígono del presal, donde la tasa de éxito perforatorio es superior al 80%; además del hecho de que el gobierno flexibilizó los requisitos de contenido local, el balance del volumen de bonos por firma y la participación del gobierno en la utilidad petrolera son muy negativo", dijo a BNamericas.

En opinión de Santos, el momento de la subasta fue terrible, precisamente antes de un cambio de mando (el nuevo Gobierno de Brasil asume el 1 de enero). Esto genera incertidumbres entre los posibles inversionistas.

Para el investigador, el resultado también indica que hay necesidad urgente de retomar las inversiones en prospección en nuevas provincias para producir petróleo y gas natural, por ejemplo, en el Margen Ecuatorial.

PERSPECTIVAS

Shell, TotalEnergies y QatarEnergy, junto a empresas como Petronas, han estado bastante activas en las licitaciones celebradas por la ANP en los últimos años, como ocurrió con las cuatro áreas adquiridas en la segunda subasta de cesión onerosa de diciembre de 2021.

De Assis señaló que Shell y TotalEnergies son operadores en Brasil y siguen invirtiendo en el país, mientras que Qatar, que empezó muy enfocado en el gas, se está diversificando hacia aguas profundas, aunque siempre como socio.

“En cuanto a Petronas, está buscando reconstruir reservas fuera de Malasia como parte de su estrategia de internacionalización”, dijo.

Por otro lado, ExxonMobil ha señalado que ya no tiene mucho interés en invertir en Brasil.

“Exxon tuvo una participación agresiva luego de la apertura del mercado [en 2017], pero sus pozos exploratorios tuvieron resultados negativos, tanto en el presal como en las áreas de concesión”, indicó De Assis.

Mientras tanto, las áreas más allá de las 200 millas náuticas de la zona económica exclusiva de Brasil no han atraído interés de empresas petroleras debido a los mayores costos y riesgos implícitos.

En opinión de la consultora, una interrogante importante ahora es si el nuevo Gobierno Federal, encabezado por Luiz Inácio Lula da Silva, mantendrá el régimen de oferta permanente, incluso para bloques de producción compartida.

"Este es un sistema funcional y Brasil ya tiene la madurez para mantenerlo", sostuvo.