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21/10/2013 | Análisis: Licitación de Libra, puntapié del desarrollo del pre-sal

De Nuestra Redacción

Los descubrimientos del petróleo en el pre-sal brasileño trajeron un mar de oportunidades para Brasil en términos de reservas de un bien precioso y escaso que llevará beneficios económicos aún no totalmente dimensionados. Pero los desafíos de ejecución y presión sobre la industria brasileña y Petrobras no serán triviales. El mapa global del petróleo pasa por un momento particular. Con los precios en niveles históricamente altos, proyectos de explotación se hicieron factibles los últimos años. El resultado es el inicio de un nuevo ciclo de crecimiento de oferta, y un nuevo dibujo del sector. Países con gran posibilidad de explorar petróleo de diferentes maneras, como Brasil en la capa pre-sal, ganan fuerza en la escena internacional. Hoy, Brasil ocupa la 13ª posición en ese ranking. Como los grandes descubrimientos del mundo han sido hechas en el país, Brasil tiende a avanzar en ese grupo. Hoy, el cuarto mayor productor es China, con 4,2 millones de barriles/día. Pero en el postor asiático, pocos descubrimientos han sido anunciados.

 

Si confirmadas las mejores expectativas cuanto a las potencialidades de las yacimientos del pre-sal, de que el campo de Libra, en la Cuenca de Santos, se hizo símbolo de futura independencia energética del país, Brasil habrá alcanzado un nivel de seguridad rara en esa área  y atributos adicionales para fortalecer sus posiciones en el juego geopolítico global, en que el petróleo constituye carta relevante, tanto para quién como para quien, sin ella, debe amoldarse la inevitables insuficiencias.

En la mesa en que países van así jugando el juego de la seguridad energética, la suma erradico no es resultado infrecuente en cuestiones económicas, de defensa, de supervivencia de regímenes y, no raro, todo eso al mismo tiempo. Las ecuaciones con las cuales se administran intereses, sean que cuáles sean, y respectivas variables, son incontables. Ya ahora, sin embargo, y hace bastante tiempo, aún antes de realizadas las entusiastas previsiones de producción del pre-sal en el campo de Libra - entre 8 y 12 billones de barriles equivalentes de petróleo - se puede ver Brasil ejercitando la musculación derivada del petróleo en movimientos de una política externa que analistas consideran privilegiada: es un triunfo del grado de flexibilidad de acción del país, que no estaría al alcance de otros actores en la mesa de la geopolítica.

China e India serían casos de "players" de alguna forma perjudicados por insuficiencias, en cuestión de disponibilidad energética, que Brasil viene superando con desenvoltura y correspondientes ganancias de autonomía en política exterior - por ejemplo, en las posiciones que asume en relación a Irán y cuando mantiene en suspense, a un sólo tiempo, proveedores de aviones militares europeos y americanos. No es difícil percibir triangulaciones de intereses en que Brasil juega, o puede venir a jugar, partidas geopolíticas en que debe interaccionar con interlocutores no exactamente dispuestos al diálogo entre ellos mismos.

Para Ciro Marques Reis, doctorando en geografía en la Universidad del Estado de Río de Janeiro (UFRJ) e investigador del Grupo de Investigación GeoBrasil, "en un primer momento, el descubrimiento de las enormes yacimientos de petróleo en la capa pre-sal del litoral brasileño fue vista como una especie de billete premiado, que permitiría al país entrar en un grupo selecto de países con capacidad política y comercial basada en la condición de detentor de grandes reservas de petróleo". Sin embargo, aún en los mejores escenarios futuros, que Reis diseña como eventualidades para 2030 o 2040, posiblemente Brasil aún no estará produciendo petróleo suficiente para hacerse un exportador líquido de peso, y para subir nuevos escalones en la escala de relevancia global. Pero no hay duda, también dice Reis, de que, en términos de seguridad energética y de un cierto blindaje contra movimientos inesperados del mercado mundial del petróleo, el pre-sal agrega valor a una ya importante posición geopolítica de Brasil, principalmente en América del Sur.

La tardanza de varios años para la realización de la primera licitación del pre-sal bajo la regla de reparto iría a abrir un paréntesis en la regularidad del recorrido de fortificación del perfil geopolítico del país. Razones de política interna pesaron bastante, en la decisión de cambiar el sistema y, después, durante el debate que antecedió la nueva normativa. Ese hecho, sin embargo, que también se escribía un capítulo nuevo en la historia de la gestión de los intereses brasileños en cuestiones esenciales de economía política y orientación del desarrollo. La geopolítica práctica condensa movimientos domésticos y externos, en constante reacomodación de mutuas influencias. En ese mismo proceso, se exhibían para públicos externos nuevas referencias escogidas para el ejercicio del juego geopolítico -, que comienzan a ser probadas, en su acierto y relevancia, ya a partir de la propia subasta de las yacimientos del campo de Libra.

El petróleo del pre-sal, cuyo primer campo (Libra) será subastado el próximo lunes, representa enormes desafíos. Los cálculos del sector indican que serán necesarios 500  billones de dólares de inversión en 12 años, entre 2013 y 2025, para alcanzar la meta de Petrobras, única operadora del pre-sal, de producir 4,2 millones de barriles de petróleo por día en 2020 o 5,2 millones de barriles equivalentes que se han contabilizado de gas natural. Sólo en Libra, estima la consultora IHS, los costos operacionales serán de 180 billones a 250 billones en 35 años. En 2027, con todas las plataformas en operación, el campo alcanzará el pico de producción, de 1,4 millón de barriles/día.

La licitación del lunes 21 de octubre debe durar sólo unos 30 minutos, según el secretario de petróleo y gas del Ministerio de Minas y Energía, Marco Antônio Martins Almeida. Será el primero en régimen de reparto de producción. Ganará la disputa el consorcio que ofrezca el mayor porcentual en crudo a la Unión, siendo el mínimo del 41,65%. El vencedor tendrá que pagar bonificación de firma de 15 billones de reales. Once empresas se inscribieron para la licitación - pagaron tasa de 2 millones de reales. La presencia de las estatales chinas será dominante, con tres compañías: CNOOC, China National Petroleum Corporation y Sinopec, está en asociación con la española Repsol, por medio de Petrogal. También participarán la malaya Petronas, la india ONGC, la japonesa Mitsui, la francesa Total,  Shell y la colombiana Ecopetrol, además de Petrobras.

Michael Pettis, profesor de la Universidad de Beijing, prevé que los chinos apostarán alto en la subasta. Además de la importancia del petróleo para China, dice Pettis, forma parte del proceso de ajuste chino una “tremenda” presión sobre las estatales del país para que actúen más activamente en el exterior.

Por la regla creada por el gobierno brasileño,  CNOOC y CNPC sólo pueden disputar juntas, no pudiendo formar consorcios distinguidos ya que ambas son controladas por el gobierno chino. Juntas, las dos tienen valor de mercado de 361,2 billones de dólares y patrimonio líquido de 348,8 billones de dólares. Otra estatal de China,  Sinopec, ya invirtió 12 billones de dólares en Brasil en los últimos tres años y puede entrar en cualquier consorcio porque no se calificó sola. La empresa inscrita es la Repsol Sinopec Brasil S.A, fruto de una joint venture que hizo la Sinopec dueña del 40% de los activos brasileños de la española. No se quedó claro si Repsol Sinopec pretende asociarse a Petrogal, que es controlada por la Galp.

Hay quien vea la posibilidad de formación de tres consorcios que tendrían que ser liderados por empresas calificadas como operador "A". Pero existen los pesimistas que esperan sólo uno junto a Petrobras y las chinas. Al largo de esa semana se especuló sobre el nombre de las compañías que no pagaron las garantías y también se oyó comentarios de que ahora Petronas, ahora Sinopec, estarían de fuera. Nada que pueda ser confirmado hasta el lunes.

Para duplicar su producción de petróleo en siete años, Petrobras tendrá que crecer en poco tiempo lo que tardó 60 años. IHS calcula que de cumplirse enteramente los porcentuales de contenido local a la producción de la estatal puede ser menor, de 3,5 millones de barriles ya que existen cuellos de botella en el sector de construcción naval y de mano de obra calificada en el país. Rodrigo Vaz, director del área de petróleo y gas de la IHS en Brasil, observa que gran parte del esfuerzo tendrá que venir de los proveedores de Petrobras, que tendrán que utilizar cantidades gigantescas de acero, líneas de transferencia, equipamientos submarinos, sondas de perforación y ductos, sólo para citar algunos materiales críticos.

 

Para tener una dimensión del tamaño de los encargos a la industria, IHS calcula que serán necesarios 630 mil toneladas de acero estructural, 7.800 kilómetros de líneas flotantes (que conectan los pozos a las plataformas) instaladas en aguas cada vez más profundas, 1,5 mil nuevos wet christmas tree (WCT) (cada una costando cerca de 30 millones de dólares), 52 mil toneladas de cañerías y 75 mil toneladas de equipos submarinos. La capacidad de construcción naval brasileña será probada ya que la cantidad de plataformas flotantes de almacenamiento y transferencia (FPSOs) necesarias -40 en la tentativa de IHS y 35 según Coppe-UFRJ- excede todo lo que fue instalado hasta ahora. Para tener una idea del desafío a la vista, la primera FPSO usada por Petrobras fue la P-34, en 1993, en el campo de Jubarte.

Hoy la flota es de 25 embarcaciones de ese tipo, que se suman a las 16 plataformas semi-sumergibles y otras 88 fijas. El problema para cumplir con las metas de aumento de la producción es la falta de capacidad ociosa en los diques secos de los astilleros brasileños, aún los virtuales. “De los proyectos de construcción de las plataformas en cartera actualmente, menos de un tercio está siendo íntegramente construido en Brasil. La mayor parte de los proyectos es para atender los campos de las rondas de licitación (de la ANP) más antiguas, cuando el contenido local era muy blando”, afirma Vaz, observando que la exigencia del contenido local ya aumentó en cerca de un 30% del precios de las unidades construidas en Brasil, donde la productividad es menor.

El consultor ve espacio para que Petrobras alivie, de cierta forma, el cuello de botella de los astilleros brasileños sin comprometer el contenido local mínimo exigido por medio de encargos de los cascos en Asia. Para Libra, la consultora estima números gigantes, un poco de ellos incluidos en la proyección de inversión hasta 2025. A lo largo de 35 años de concesión solamente los costos operacionales (deducibles) podrán variar entre 180 billones y 250 billones de dólares. El ministro de Hacienda, Guida Mantega, estimó que en los primeros diez años, Libra va a exigir inversiones de 80 millones de dólares. Tomando como premisa el inicio de la producción de Libra en 2019, IHS espera que el pico de actividad del campo sea alcanzado solamente en 2027, cuando se espera que todas las unidades de producción (entre 10 y 15 plataformas) estén operando.

La producción en ese momento está estimada en 1,6 millones de barriles de petróleo por día para IHS y en 1,4 millones de barriles/día para la Agencia Nacional del Petróleo (ANP). Actualmente Petrobras produce 2 millones de barriles de petróleo por día, volumen afectado por parada de la producción de los campos gigantes en la Cuenca de Campos.  Sobre Libra, Vaz destacas que las estimaciones actuales son imprecisas ya que los valores finales dependen de varias premisas, principalmente de la confirmación del volumen recuperable de las reservas del campo, que hasta ayer tenían apenas un pozo perforado con éxito.

Magda Chambriard sostiene la estimativa es optimista. Libra, por lo tanto, representa cerca de dos tercios de la producción actual del país."Eso [lo pico] depende, es claro, de la velocidad de desarrollo del campo", matizó Magda. Mientras más ceda el consorcio vencedor del área conseguir colocar el área en producción, más pronto él tendrá retorno de sus inversiones. Sin embargo, el desarrollo del área depende de la capacidad de la industria de servicios del sector, aún incipiente para la demanda que vendrá.

Magda dijo aunque áreas como Libra no serán subastadas anualmente, "a causa de la inversión, del porte del negocio, de toda movilización de recursos financieros, humanos, de bienes y servicios disponibles en el mundo", dijo. "Una área como esa, con 8  a 12 billones de barriles [de crudo recuperables], es una área tan grande, tan grande, que es mucha cosa para ser colocada en el mercado. Entonces, hoy, yo, personalmente, y la Agencia Nacional del Petróleo no recomendamos una área gigante por año". Aún está en estudio la realización de más una ronda el próximo año. Sin embargo, la posibilidad es pequeña, de acuerdo con Magda. "Personalmente, yo creo que la gente va a necesitar gastar 2014 estudiando un poco más que las áreas sedimentes brasileñas", afirmó. "Yo no estoy muy preocupada con la anualidad del evento, estoy más preocupada en tener buenas áreas para licitar", declaró la directora-general.

La ANP estima que Libra tenga entre 8 y 12 billones de barriles recuperables de petróleo, o que corresponden a una reserva “in situ” en el campo –no toda es capaz de ser extraída con la tecnología actual- variante entre 26 billones a 42 billones de barriles según las estimaciones de la consultora Gaffney Cline, contratada por la agencia reguladora. Ya IHS estima que el campo gigante tiene reservas “in situ” de 18 billones de barriles. Mismo proyectando un volumen menos, el campo está disparado y de mayor tamaño en el mundo descubierto desde 2008. En la lista de IHS que muestra los diez mayores descubrimientos de petróleo en el mundo en el período, seis son brasileñas - Franco, Libra, Iara, Sapinhoá, Carcará e Júpiter – todas descubiertas por Petrobras en el pre-sal de la Cuenca de Santos.

Otros de los descubrimientos están en Irak (Barda Rash y Shaikan), una en Estados Unidos (el campo de Tiber) y otra en Noruega (Johan). De esos lugares, el único que puede ofrecer un área para licitar actualmente es Brasil, ya que Irak está cerrado. El consorcio que gane el contrato de repartición de la producción para producir petróleo en Libra tendrá que perforar más pozos y testear el reservorio y delimitar el área del campo, que tiene más de 1,5 mil kilómetros cuadrados de extensión en la lámina de agua de aproximadamente 1.500 metros hasta el subsuelo marino. Aún no se conocen los planes para el traslado de los enormes volúmenes de gas que serán producidos. Las estimativas son de que la producción de gas llegue a 20 millones de metros cúbicos día, el equivalente a dos tercios de las actuales importaciones de Bolivia. Pero, como no existe gasoducto en el área, Petrobras ya señaló que gran parte de la producción de gas en el pre-sal será re-inyectada en los pozos, frustrando sectores de la industria.

 

 

 

 

 

Offnews.info (Argentina)

 


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