Prevén que empresas privadas aumentarán producción petrolera en 75% en Brasil

Las petroleras privadas en Brasil aumentarán la producción anual promedio en 75% de aquí a 2030 y pasarán de 1.221b/d a 2.123b/d, según pronósticos de Wood Mackenzie.

Petroleras internacionales como Shell, Equinor, TotalEnergies, Repsol Sinopec y Petrogal debieran figurar entre los principales productores, ya que son socios de la estatal Petrobras en el presal y en campos en desarrollo.

Entre estos activos se encuentran Tupi, Sapinhoá, Atapu, Sépia y Mero, ubicados en la prolífica cuenca Santos, frente a las costas surorientales.

Por su parte, Shell opera el proyecto Gato do Mato, que tiene pendiente la decisión final de inversión. TotalEnergies opera el campo Lapa, que debiera incrementar su producción en los próximos años.

Equinor lidera los consorcios que desarrollan las áreas Bacalhau y Pão de Açúcar, que entrarían en funcionamiento antes del final de esta década.

"En cuanto a las empresas privadas nacionales, debería haber una consolidación tanto en los campos marinos como terrestres", dijo a BNamericas el director de investigación del segmento upstream de Wood Mackenzie, Marcelo de Assis.

En este caso, destacan 3R Petroleum, que ha adquirido varios activos de manos de Petrobras, como los campos Papa Terra y Peroá, además de los clústeres Pescada y Arabaiana, Potiguar y Macao. También se pueden mencionar a Enauta (operador del campo Atlanta), Energía Tridente (Pampo y Enchova), Perenco (Pargo) y Prio (Frade y Wahoo).

Esta última acaba de iniciar la producción de un nuevo pozo (ODP5) en Frade, con un volumen inicial estabilizado de alrededor de 8.000b/d de petróleo, lo que contribuyó a superar la marca general de 100.000b/d de la empresa.

Según De Assis, Petrobras producirá cerca de 2.150b/d este año y llegará a 3.460b/d en 2030.

Los principales motores del crecimiento de la producción de la empresa serán los campos Búzios y Mero en el presal de la cuenca Santos.

De Assis señaló que la reforma tributaria planificada presentaría potenciales riesgos para el aumento de la producción, ya que no está claro cómo evolucionará la situación con el régimen aduanero especial de hidrocarburos Repetro y con los impuestos.

Otra preocupación es el posible cambio en el cálculo del precio mínimo del petróleo establecido por el regulador ANP, que se encuentra en revisión.

El precio mínimo del petróleo adoptado para el cálculo de las participaciones de gobierno (regalías y otras partidas) considera el promedio mensual del barril Brent, al que se le incorpora un diferencial de calidad.

“Todo eso aparte del licenciamiento ambiental, que necesita claridad en un momento en que es necesario explorar nuevas cuencas de frontera, como las ubicadas en el Margen Ecuatorial”, precisó De Assis.