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13/02/2013 | Análisis: La revitalización inducida del Pre-sal

De Nuestra Redacción

La decisión del gobierno de ofrecer una gran variedad de nuevas áreas exploratorias en 2013 contribuyó a un aumento del número de empresas interesadas en invertir en el sector de petróleo y gas brasileño.

 

Al anunciar tres rondas de licitaciones de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) cinco años después de la última licitación con ofertas de áreas exploratorias en el mar, el gobierno brasileño ofrece oportunidades de negocios para empresas de distintos tamaños, nacionales y extranjeras. La última ronda de la ANP con oferta de bloques marítimos fue en 2007, años de estreno de OGX del empresario Eike Batista. En la decima ronda, en 2008, fueron subastados sólo bloques en tierra.

Milton Costa, un experto ejecutivo de Petrobras con carrera internacional que asumió la secretaría-ejecutiva del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP), cree que 2013 es un año de "tremendas oportunidades" para la industria de petróleo y gas brasileña. Costa observa que el barril de crudo está en la franja de 100 dólares, precio que es un incentivo para cualquier empresa.

 "El año es extremadamente atractivo para Brasil, con el anuncio de tres licitaciones con oportunidades atractivas, inclusive los bloques fabulosos del pre-sal. Es una posibilidad de nuevas compañías que entren y las que están aquí se prepararan para nuevas ofertas", observa Costa. Adriano Pires, del Centro Brasileño de Infra Estructura (CBIE), concuerda, con reservas. "Vamos a ver si conseguimos recuperar tiempo que perdemos. El sector va a vivir un momento más feliz en 2013, pero creo que falta volver a ver dos cosas importantísimas. Una de ellas es el contenido local y segundo la regla que coloca a Petrobras como operadora única del pre-sal con un 30%, evalúa Pires.

La casi nueva apertura del sector en Brasil acontece en un momento de "boom" de la extracción de gas shale en Canadá y Estados Unidos, donde también se apuesta en la explotación de petróleo en aguas profundas del Golfo de México. También son grandes las apuestas en el Este de África, Kazajistán, Perú, Colombia y Ecuador, sólo para citar postores más próximos. En Brasil, ya llama la atención la presencia de grandes petroleras, algunas sin actividad hasta el momento, como la rusa Gazprom y la australiana BHP Billiton, y las chinas Sinopec y Sinochem, esas últimas con operación en Brasil como inversores con capital minoritario en proyectos operados por Repsol, Sinochem, Statoil y Perenco, sólo para citar algunos. También se espera la participación de empresas ya con presencia fuerte en el país como BG,  Repsol, además de brasileñas como Barra Energía, Queiroz Galvão Explotación y Producción (QGEP) y OGX. TNK, socia rusa de la HRT, también abrió oficina en Brasil.

"El anuncio de las rondas fue muy importante. Será una oportunidad de reciclar nuestro portfolio y comprar activos en fase inicial", dice Paula Costa, directora financiera y de relaciones con inversores de la QGEP. También ya fue notada la llegada de fondos de capital de riesgo, americanos y de otras nacionalidades, en búsqueda de buenos proyectos. Invertir en un negocio de riesgo como la fase de explotación de crudo y gas puede ser una alternativa para aplicar recursos en proyectos con buena remuneración en un momento de gran liquidez y baja remuneración.

Fondos con más apetito por el riesgo tienen en Brasil el ejemplo del éxito del First Reserve y del Riverstone, que aplicaron cada uno 500 millones de dólares para crear Barra Energía. La empresa recibió inversiones iniciales de 1,2 billones de dólares en 2010 y el premio vino después de la compra del 10% de un bloque en el pre-sal de Santos, el BM-S-8, poco antes de Petrobras descubrir el campo de Carcará. El área fue incluida en el plan estratégico de Petrobras que prevé producir 4,2 millones de barriles de petróleo en Brasil en 2020.

Renato Bertani, CEO de Barra confirma que la empresa tiene interés en nuevas áreas y está conversando con diversas compañías con el objetivo de formar asociaciones. "Ya estamos analizando las áreas con cuidado, con prudencia y para encontrar el proyecto adecuado en el que debemos participar", adelanta. Otra novel en el sector, Ouro Preto Óleo y Gas, capitaneada por Rodolfo Landim, ex-Petrobras e ideólogo de  OGX, también recoge compañeros. "El objetivo de Ouro Preto es atraer grandes inversores para su proyecto. Y la oportunidad que se aproxima para adquirir nuevos activos de explotación es la ronda", afirma Dirceu Abrahão, director de Ouro Preto.

El movimiento fue notado por oficinas de abogacía. Giovani Loss, del Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr y Quiroga Abogados, cuenta que ya fue contratado por cuatro empresas de petróel y gas, brasileñas y extranjeras, y ya nota el interés de fondos interesados en conocer las oportunidades del mercado brasileño. "Lo que he percibido es que algunos clientes ya esperaban la licitación, pero algunos potenciales inversores financieros fueron sorprendidos por el anuncio, ya aconteció cuando nadie más esperaba", afirma Loss.

La diversidad de las áreas que la ANP va a ofrecer en 2013 debe atraer el interés de empresas de pequeño y mediano porte, hasta las gigantes, llamadas de "majors" en el argot del sector. En la 11ª Ronda de Licitaciones, marcada para 14 y 15 de mayo, serán ofrecidos 289 bloques distribuidos en tierra y en aguas rasas y profundas. También es grande el interés por la primera licencia de áreas en el pre-sal bajo el régimen de reparto de producción, marcado para 28 y 29 de noviembre, cuyos modelos de contrato aún no son conocidos. En reciente entrevista, la directora general de la ANP, Magda Chambriard, explicó que aún no fue decidido si el campo de Libra, ya descubierto y aún de la Unión, será ofrecido, ya que la Presidencia de la República pidió más opciones de bloques.

La primera Ronda de Reparto, en la cual Petrobras tendrá forzosamente un mínimo del 30% y será operadora, trae expectativas, dudas y alguna ansiedad por parte del mercado. Wagner Freire, ex-director de la estatal que ayudó a fundar las noveles Starfish (vendida a la angoleña Sonangol) y a Silver Marlim, ve con preocupación los contratos de reparto y la propia creación de una estatal, la Pre-Sal Petróleo S/A (PPSA) para administrar el crudo y gas extraídos en las áreas de reparto. "Veo tantas aberraciones e inconstitucionalidades que lo mejor aún sería postergar su aplicación para recoger una solución más adecuada", dice Freire. El ejecutivo llama la atención aún para lo que llama de "inestabilidad regulatoria y legal" causada por el control, por el gobierno, de los precios de los combustibles vendidos por Petrobras.

Por último, y no menos importante, la ANP pretende promover los días 11 y 12 de diciembre a 12ª Ronda, ofreciendo áreas con potencial para explotación de gas en tierra. "Lo que la ANP pretende en sus políticas, y al ofrecer esas rondas, es generar más productores", afirma Helder Queiroz, director de la ANP responsable por la definición de bloques. Él explica que la agencia gastó 1,8 billones de reales para mapear las cuencas sedimentarias en Brasil con posibilidad de que produzcan gas, inclusive el llamado no convencional, que en Brasil se llama gas de xisto (equivalente al "shale gas" americano) y también el "tight gas", que es originado en otro tipo de roca.

Con el gobierno federal de ojo en la explotación y producción de gas producido a partir del fraccionamiento de rocas, lo que puede ampliar la oferta interna para aprovisionar industrias y térmicas. El gobierno está atento la oportunidades en seis cuencas: Parecis, San Francisco, Paraná, Parnaíba, Recôncavo y Tucán. "En San Francisco, hay un potencial interesante que puede comenzar a venir a mercado en dos años en proyectos anteriores, pero estamos evaluando áreas", afirmó Martins Almeida, secretario de petróleo y gas del Ministerio de Minas y Energía. "Haremos de todo para que la subasta sea realizada este año, pero tenemos aún algunos puntos a definir”.

La tecnología de explotación exige la fractura de las rocas en el subsuelo y puede provocar daños ambientales irreversibles. Para evitar problemas, el gobierno estudia imponer exigencias regulatorias y ambientales mayores para las empresas que decidieran invertir en el segmento. En Estados Unidos, problemas en el inicio de la explotación del gas shale causaron perjuicios para la industria y casi llevaron al fracaso de la tecnología. "Tenemos que tener empresas preparadas y tenemos que conciliar crecimiento con riesgo ambiental planeado para evitar que hayamos problemas, lo que podría inviabilizar inmediatamente en el inicio un nicho interesante de explotación de energía", afirmó.

El gobierno está optimista en relación al potencial del gas obtenido a partir del fraccionamiento de rocas. "Con el desarrollo de esa frontera, podremos tener precios menores para aprovisionar térmicas e industrias", dijo el secretario. Hoy, la mayor parte de la expansión del gas en Brasil es hecha por la contratación de Gas Natural Licuado (GNL), mucho más caro que otras fuentes tradicionales. Mientras en Estados Unidos, el gas shale cuesta 3 dólares por millón de BTU, el GNL llega a costar cinco veces más. "El gas del pre-sal aún está distante y podrá ser caro, porque está en locales distantes de la costa brasileña, lo que aumenta el coste de transporte y explotación, pero el gas no convencional podrá salir a precios mucho más competitivos", dijo el presidente de la Empresa de Investigaciones Energéticas (EPE), Mauricio Tolmasquim.

En relación a los potenciales interesados en esa ronda de gas no convencional, el secretario Martins Almeida dijo que la Petrobras podría ser uno de ellos. "Petrobras puede participar, pero no creo que ella tenga el mismo interés que tendrá en las otras dos rondas, porque lo retorno en la explotación en aguas ultra-profundas, donde ella es líder en el mundo, es mucho mayor."

La 11ª licitación de concesión de bloques de explotación deberá ser realizada en 14 y 15 de mayo, con la firma de los contratos prevista para agosto. El plazo final para que las empresas se habiliten en la ronda expira en 26 de marzo. Serán ofertados 289 bloques en 13 cuencas sedimentarias. "Una parte de los bloques ofertados está en el margen ecuatorial brasileña, una región que atrae el inversor, porque en el margen opuesto, en la región ecuatorial de África, fueron hechas grandes explotaciones", afirmó Almeida.

En 28 de noviembre, está prevista la realización de la primera subasta de bloques localizados en la región de la capa pre-sal. Los edictos deberán ser publicados en julio.  Petrobras tendrá que tener participación mínima del 30% en los bloques. "Las tres mayores descubrimientos de los últimos 20 años en el mundo fueron en la Cuenca de Santos en el pre-sal, lo que muestra el potencial", dijo el secretario. Hasta el momento, se estima en la región un volumen de 27,5 billones a 35 billones de barriles de óleo equivalente. "Eso puede ser más que el doble de las reservas del país", destacó. El área a ser subastada puede comprender 155 mil kilómetros cuadrados. Aún están siendo definidos por el gobierno los bloques a que sean subastados.

Petrobras y las dificultades del comienzo del año

El resultado de Petrobras en 2012 muestra las consecuencias de la arriesgada administración de la compañía en la gestión de los antecesores de Gracia Foster y el uso político de la empresa. No por casualidad, los analistas aumentaron su nivel de alerta en relación a la estatal. Hay quien vea necesidad de nueva capitalización, lo que la presidenta de Petrobras, Gracia Foster, negó. Emerson Leite, jefe del área de análisis de acciones del Credit Suisse, llamó la atención  al hecho de que el actual apalancamiento estar en 2,7 veces el Ebtida o un 30% en el indicador usado por la empresa. Antes de la capitalización, en 2010, esos indicadores estaban en 1,6 veces y un 34%.

En la conferencia con la dirección de  Petrobras, Leite afirmó que veía un empeoramiento de la gobernación de la compañía traducida en parte por el cambio en la forma de pagar dividendos. En el informe, el Credit Suisse afirma que las dificultades financieras pueden llevar a la estatal a revisitar algunos pilares de la colocación de capital, entre ellos la no emisión de acciones para financiar las inversiones previstas en el plan de negocios. Y explica las razones: desde la capitalización  Petrobras genera 14 billones de reales a menos por año (tomándose por base el Ebtida del segundo trimestre de 2010), invierte 5 billones de reales adicionales por año y sólo tiene 24 billones de reales de más en caja en relación a lo que tenía poco antes de la capitalización. En el sector de petróleo, las consecuencias de políticas de inversiones, correctas o no, tiendo reservas o no, vienen en plazo más largo. La compañía invirtió mucho en la explotación del pre-sal a partir de 2007 y ese coste está viniendo ahora, con la baja de pozos secos o sub comerciales de 7 billones de reales en 2012, siendo que están previstos otros 6 billones de reales en 2013.

El enfoco en el pre-sal trajo como consecuencias la caída de la eficiencia operacional de la Cuenca de Campos, de más importante del país, y la aceleración de las inversiones en nuevas refinerías contando con enormes excedentes que aún no aparecieron (al contrario, el país volvió a importar petróleo). La factura está siendo pagada con caída de la producción y de los ingresos y aumento de las inversiones. Para empeorar, Petrobras está viviendo una situación inusitada: pierde siempre que aumenta el consumo de los productos que vende. Por eso, no es sorprendida que el perjuicio de 22,9 billones de reales del área de Abastecimiento, responsable por lo refinación e importación de derivados, haya sido mayor que el ingreso de 21,182 billones de reales de la estatal en 2012.

Sobre precios, Gracia garantizó  sólo que va a continuar recogiendo con los accionistas (dígase el gobierno) la convergencia de los precios. Los números muestran que en 2012 la estatal aumentó un 5% la producción de derivados en sus refinerías, lo que no fue suficiente para suplir el aumento promedio del 7% en las ventas de combustibles. La mayor parte de ese crecimiento de la demanda fue por gasolina y diesel, justo los que necesitaron de más importaciones a precios subsidiados. Y cuando vinieron los aumentos - tres del diesel, que subió un 16,1% en los últimos ocho meses, y dos en la gasolina (alza del 14,9%) - la devaluación del 17% del real frente al Brent trajo el desequilibrio de vuelta. La empresa cerró 2012 con déficit de 231 mil barriles/día entre producción y venta de derivados, casi el doble del verificado en 2011. Están previstas para 2013 más importaciones de gasolina, a pesar del alza del contenido de alcohol.

La deuda subió de 103 billones dólares a 147,8 billones de dólares, lo que aumentó el apalancamiento, tanto la medida en relación al Ebtida cuanto a la relación usada por la propia empresa, que considera la deuda líquida dividida por la deuda líquida sumada al patrimonio. Los dos indicadores se aproximan peligrosamente de la meta que ella misma impuso como patrón saludable de endeudamiento. Pero la Petrobras prevé inversión de R$ 97,6 billones en 2013 sin garantizar que será autorizada a hacer nuevos reajustes."Lo que nosotros trabajamos es por la convergencia de los precios. Si hay una diferencia del 17% por cuenta del cambio, es natural y un deber de la compañía mostrar para nuestros consejeros esa divergencia", dijo Gracia.

Para retener más 3,5 billones de reales en la caja para inversiones Petrobras cambió su política de dividendos practicada desde 1999. Los accionistas detentores de acciones ordinarias van a recibir dividendos mínimos de sólo 0,47 reales por acción (contra 0,96 de relaes para las preferentes). Antes el tratamiento era igualitario. Delante de tantos problemas, uno de los pocos puntos positivos de la entrevista de la presidente de  Petrobras fue la franqueza al hablar sobre los desafíos de la compañía. Gracia admitió inmediatamente en el inicio que 2013 será un año difícil, principalmente el primer semestre, cuando la compañía va a continuar con problemas en la producción debido a paradas programadas de plataformas. Solamente en el segundo semestre comienzan a hacer diferencia las seis nuevas plataformas previstas para entrar en producción al largo de 2013 que van a garantizar el aumento de la producción a partir de 2014. Para 2013, la previsión es de nuevo de la meta del 2% arriba o abajo de la producción del año pasado (de 1,980 millón de barriles/día), con más posibilidad de quedarse próximo a lo piso, adelantó Gracia.

"Fue un año difícil [refiriéndose al año pasado]. 2013 será más difícil aún, en ese primer semestre especialmente", dijo Gracia. A pesar de todas las dificultades la ejecutiva que fue celebrada por el mercado reafirmó su confianza de que  Petrobras va a doblar de tamaño en 2020.En abril Petrobras espera recibir las propuestas por los activos de explotación, producción y refinación en Asia, África, Estados Unidos y Brasil. La compañía espera obtener 14,8 billones de dólares con desinversiones, incluyendo desbloqueo de dinero dado en garantía (como 4,5 billones de reales a la Petros).

Gracia Foster no entró en detalles pero es correcto que están en la lista la refinería de Okinawa, en Japón, y hasta los campos de Cascade y Chinook, en el Golfo de México americano. Ya la refinería de Pasadena, en Texas, cuyos precios de adquisición están siendo investigados por el Tribunal de Cuentas de la Unión, debe quedarse de fuera en el primer momento. "Tenemos un plan de recuperación de Pasadena para valorar el activo. Tenemos algunos proyectos que están siendo hechos a lo largo de este año. Ya vienen siendo hechos, ya está yo creo que en la tercera versión, pero tiene que mejorar aún mucho más para que la gente pueda pasar a revertir ese resultado y mantener Pasadena en el desinversión".

Offnews.info (Argentina)

 


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