Brasil corre contrarreloj para evitar riesgo de desabastecimiento de petróleo

A Brasil se le acaba el tiempo en materia de abastecimiento de petróleo.

Si el país no avanza en nuevas fronteras exploratorias, enfrentará vulnerabilidad energética, dado que el pico de producción se producirá para 2030, según pronósticos de la empresa federal de investigación energética EPE.

Aunque las perspectivas para el presal son vagas, la industria tiene la mirada puesta en el Margen Ecuatorial, especialmente en la cuenca Foz do Amazonas, cuyas reservas recuperables se estiman en 10.000 millones de barriles equivalentes de petróleo.

Sin embargo, preocupaciones ambientales han frenado la exploración en la cuenca marina del norte de Brasil. Después de los intentos fallidos de TotalEnergies y BP, la petrolera federal Petrobras ha estado tratando durante años de obtener una licencia de perforación del regulador ambiental Ibama, pero sin éxito.

Mientras tanto, los indicadores de exploración local tampoco lucen bien.

Este año, solo se informaron 5 hallazgos de trazas de hidrocarburos a la agencia de control de petróleo y gas ANP, lo que se compara con los 18 de 2023. Es el segundo año consecutivo de descenso y el número más bajo desde el comienzo de la serie histórica en 1998.

Trazas de hidrocarburos

Fuente: BNamericas con base en datos de ANP

Encontrar trazas de hidrocarburos no significa un nuevo descubrimiento comercial. Para llegar a ese punto, se deben considerar una serie de factores, como el tamaño de la columna petrolífera o el volumen de gas natural in situ y qué cantidad de este se puede extraer de manera rentable.

Otro indicador preocupante se relaciona con las declaraciones de comercialidad, que marcan el final de la fase de exploración y el inicio de la etapa de desarrollo productivo de un área, con la conformación de un campo de petróleo o gas natural.

Este año se reportaron 10 declaraciones a la ANP, por debajo de las 15 de 2023. Y todas fueron costa adentro, lo que, considerando la geología de Brasil, significa que no se declaró ningún nuevo campo de gran tamaño.

Declaraciones de comercialidad

Fuente: BNamericas con base en datos de ANP

El año pasado, solo cuatro campos marinos fueron declarados comerciales: Raia Pintada y Raia Manta, derivados del descubrimiento Pão de Açúcar (BM-C-33) de Equinor; y Manjuba y Espadim, de Petrobras en el bloque Norte de Brava.

Los activos de gas natural de la firma noruega comenzarían su producción en 2028, mientras que los proyectos de la compañía brasileña no han sido incluidos en su plan de negocios.

Desde 2019, otros tres emprendimientos costa afuera fueron declarados comerciales: el campo Bacalhau, de Equinor y cuyos primeros barriles de petróleo están previstos para 2025; Wahoo, campo de tamaño mediano de Prio; y Sergipe Águas Profundas (SEAP) de Petrobras y que ha sido pospuesto hasta después de 2030. Más declaraciones aparecen en el gráfico porque algunos proyectos incluyen más de un campo.

También preocupa el bajo número de nuevos pozos exploratorios costa afuera en Brasil. A pesar de un crecimiento de más de 100% en 2024, cuando se empezaron a perforar siete pozos, el número sigue siendo bajo teniendo en cuenta el tamaño y el potencial del país.

Pozos de exploración marinos

Fuente: BNamericas con base en datos de ANP

En la última década se comenzó a trabajar en 46 pozos exploratorios marinos, frente a los 43 de 2012.

MEDIDAS

Ante tal escenario, las autoridades locales están trabajando para atraer el interés de la industria y estimular la exploración de petróleo y gas.

La ANP ha realizado varias modificaciones a las reglas de su programa de oferta permanente de bloques de exploración y áreas con acumulaciones marginales ubicadas en cualquier cuenca terrestre o marina.

Mientras tanto, el organismo de control está realizando una serie de estudios geológicos y económicos sobre las áreas que podrían ofrecerse en las próximas rondas de licitación.

El Consejo Nacional de Política Energética aprobó la inclusión de nuevos bloques del presal en el programa de oferta permanente. Como resultado, la próxima subasta, programada para junio, debería ser la más grande bajo el régimen de producción compartida en términos de número de bloques.