Las perspectivas son sombrías para la próxima ronda petrolera de Brasil

La 17ª ronda de licitaciones de Brasil por concesiones petroleras contará con la participación de apenas 10 empresas, el número más bajo desde 2017, después de que el gobierno llevara a cabo reformas clave en el sector local de hidrocarburos.

La última firma inscrita y autorizada por el regulador ANP fue 3R Petroleum, señaló el viernes el organismo de control. La compañía se une a Petrobras, Chevron, Shell, TotalEnergies, Ecopetrol, Murphy, Karoon y Wintershall.

Hace cuatro años, 36 empresas se inscribieron para la decimocuarta ronda, la primera que se realizó tras flexibilizarse los requisitos de contenido local y extenderese el régimen de incentivos fiscales al petróleo y al gas Repetro, demandas de la industria de larga data.

En esa ocasión se adquirieron 37 bloques de exploración: 13 costa afuera y 24 costa adentro.

Las 15ª y 16ª subastas, celebradas en 2018 y 2019, respectivamente, contaron con 21 y 17 empresas inscritas y 22 y 12 activos marinos vendidos.

La caída en el número de compañías registradas para la ronda del 10 de octubre puede explicarse, en parte, por la creación del régimen de oferta permanente en 2019, al cual ha recurrido Brasil para licitar sus áreas terrestres, además de los bloques costa afuera ofrecidos anteriormente pero que no recibieron ofertas.

De todas formas, destaca en la ronda de este año la ausencia de empresas medianas como Enauta y Perenco, así como de grandes multinacionales como ExxonMobil y las firmas chinas CNOOC y CNODC.

Este último grupo podría estar ahorrando efectivo para la subasta de cesión onerosa de diciembre, que ofrecerá las áreas de bajo riesgo y altamente prolíficas Sépia y Atapu.

Sin embargo, hay otras razones detrás de la falta de interés en la 17ª ronda.

Fernanda Delgado, investigadora de FGV Energia, cree que el entorno económico incierto, tanto a nivel nacional como internacional, ha desanimado a las empresas.

“Están esperando a ver qué pasará: cómo se liberará cuotas de producción de la OPEP, cómo se comportará la demanda y cómo se equilibrará el mercado”, dijo Delgado a BNamericas.

Además de la “competencia” con la subasta de cesión onerosa, Delgado mencionó el aspecto ambiental como otro motivo que podría haber desalentado a los actores del mercado.

“Las empresas resienten que las licencias ambientales de algunas áreas serían complicadas de obtener”, indicó.

En junio, un juez federal del estado brasileño de Santa Catarina dictaminó que ANP debe excluir de la 17ª ronda 42 bloques de exploración en la cuenca costa afuera Pelotas.

Frente al estado de Rio Grande do Norte, en la región noreste del país, la cuenca Potiguar también podría presentar dificultades a la hora de tramitarse licencias ambientales.

Solicitando mantener su nombre en reserva, el máximo ejecutivo de uno de los grupos que no participará en la subasta dijo a BNamericas que la falta de interés se debe a que varias áreas se encuentran en cuencas más riesgosas, en la nueva frontera.

“Y, dada la transición energética, la exploración en áreas fronterizas se vuelve menos interesante”, indicó.

Rodrigo Leão, coordinador técnico del instituto brasileño de estudios del petróleo Ineep, señaló que las áreas más atractivas que se ofrecerán en la 17ª ronda están en las cuencas Santos y Campos, donde ya se han adquirido bloques, como SS-AUP5 (BP Energy y Chevron), SC-AP1 (ExxonMobil) y SC-AP3 (Petrobras).

Pero hay una salvedad. “Me imagino que las firmas no están realmente interesadas en ingresar a áreas cercanas a estas [zonas adquiridas] debido al riesgo de unificación [cuando los reservorios o depósitos se superponen con los bloques]”, dijo la fuente a BNamericas, y agregó que se espera que Chevron oferte por nuevos activos en Santos y Petrobras en Campos.

Leão también destacó que el ritmo de las rondas licitatorias en Brasil no parece seguir el apetito de la industria.

“Excluyendo el presal, no creo que haya un número tan grande de empresas dispuestas a competir por estos activos”, comentó.

La 17ª ronda de licitación ofrecerá 92 bloques con riesgo exploratorio por un total de 53.93km2, ubicados en 11 sectores de 4 cuencas sedimentarias: Campos, Pelotas, Potiguar y Santos. 

Un mapa que detalla las áreas está disponible aquí.