Perspectivas Industria Petroleos

Perspectivas de la industria petrolera latinoamericana 2010

Brasil, Colombia, Ecuador, Venezuela, Perú, Uruguay, Bolivia y Argentina

Hernán Federico Pacheco, Marzo 2010

Un giro en la jerarquía petrolera latinoamericana se encuentra en curso, a medida que la creciente producción de Brasil dejó al país a las puertas de superar a las potencias petroleras tradicionales de la región: México y Venezuela. La producción brasileña llegará a 2,43 millones de barriles/día en 2011. En cambio, la oferta de México caerá de 3,4 a 2,5 millones de barriles. Venezuela, en franco declive, bordea los 2,1 millones de barriles.

Las tendencias actuales sugieren que Brasil podría llegar al primer lugar para 2011, a medida que sus campos offshore ultraprofundos comiencen a bombear en los próximos meses. Mientras tanto, México y Venezuela vieron cómo su producción cayó dramáticamente en los últimos años. La alta producción petrolera tradicional hizo que las compañías estatales en esos países se volvieran complacientes a la hora de buscar nuevas fuentes de energía.

El gigante estatal brasileño Petróleo Brasileiro SA, responsable de más de 95% de la producción brasileña, produjo poco más de 2 millones de barriles al día en noviembre pasado. Esto, sumado a su producción anual de gas natural y sus operaciones fuera de Brasil, aumenta la producción diaria de Petrobras a cerca del equivalente a 2,6 millones de barriles de petróleo, 5,5% más que hace un año. La tendencia es que la producción de crudo de Brasil siga subiendo, a medida que los yacimientos del presal comiencen a producir. Petrobras estableció una meta de 2,25 millones de barriles por día para 2010 y 2,43 millones en 2011.

Los vientos están soplando en la dirección opuesta en México, que pasó apuros con el declive de la producción y pocos nuevos hallazgos. La producción de crudo de México cayó desde un máximo de 3,4 millones de barriles al día en 2004 hasta un promedio de 2,6 millones en octubre último.

Un año atrás, trazar perspectivas para Petrobras y el presal brasileño era una tarea un tanto complicada. En el auge de la crisis y de la recesión económica, el sector petrolero enfrentaba un gran pesimismo, más aún con el precio del barril cayendo ininterrumpidamente. En 2010 intervendrá una serie de factores: la demanda y el precio internacional del petróleo, posibles cambios regulatorios, información acerca de los desarrollos en el presal y el nuevo plan de capitalización de la estatal brasileña (el proyecto ya está en marcha y ocurrirá en la primera mitad del año) son sólo algunos de los elementos importantes para el presente año.

Cantarell....

La estatal posee diversas plataformas que aún no alcanzan sus picos de producción, como el P-51 (Marlim Sur), la FPSO Ciudade de Niteroi, la FPSO Frade y la FPSO Espírito Santo, cuya expansión de actividades debe repercutir positivamente en la producción de gas y petróleo de la compañía en los próximos trimestres. La incertidumbre, sin embargo, es si las inversiones redireccionadas al desarrollo de la producción en el corto plazo no fueron disminuidas en función de los esfuerzos para viabilizar el presal, aunque el enorme potencial del presal ya está incorporado a los papeles de la estatal.

Con respecto al marco regulatorio, las nuevas propuestas, cuyo desenlace deberá ser conocido en el primer semestre de 2010, buscan beneficiar al gobierno en la apropiación del petróleo extraído y fortalecer su peso decisivo en el sector, además de favorecer a Petrobras, que tendrá el espacio garantizado en la explotación de los importantes descubrimientos. Sin embargo, los riesgos también existen, y por las señales, no son pocos. Una, por ejemplo, es la posibilidad de que Petrobras sea la única operadora en el área, lo que podría “forzar” a la empresa a operar o destinar inversiones muy grandes en proyectos poco rentables. Además, la adopción de un modelo de reparto híbrido, con cobro de royalties, puede resultar en disminución de ingresos y reducción de la rentabilidad de los proyectos.

Al parecer, el reparto de la producción aún no quita el interés de empresas extranjeras en Brasil. Es por lo menos el caso de la francesa Total, que aguarda la 11ª Ronda de Licitaciones de la Agência Nacional do Petróleo (ANP). La licitación fue aplazada para inicios de 2010 debido a las dificultades de obtención, por parte del gobierno federal, de licencias ambientales. En el área de explotación, Total es socia de Petrobras y Devon en el campo Xerelete, descubierto en el bloque BC-2 de la Cuenca de Campos. Las socias aguardan la aprobación de la ANP para la unificación de esa área con el bloque BM-C-14, que tiene sólo a Petrobras y Total como socias. Las dos áreas son de la llamada Ronda Cero, cuando las asociaciones fueron negociadas directamente con Petrobras antes de la primera licitación de la ANP, en 1999.

A pedido de la ANP, el Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aplazó para principios de 2010 la decisión sobre la realización de la 11ª Ronda de Licitación de Bloques de Petróleo y Gas Natural. La agencia pidió el aplazamiento ya que, debido de temas ambientales pendientes, la mitad del área que la agencia quería ofrecer en la subasta no podría ser colocada en disputa, pues tuvieron que ser retirados 70 mil kilómetros cuadrados en áreas de explotación de la Cuenca del Solimões. Esta superficie corresponde a la mitad de las áreas puestas en licitación.

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Brasil concentrado en la Cuenca de Santos

En 2010, el segmento petrolero brasileño deberá tener una etapa atareada. Este año será de gran trabajo en el presal de la Cuenca de Santos. Petrobras planea perforar 13 pozos en el área, lo que implicará una inversión elevada, considerando que cada pozo cuesta entre US$60 millones y US$120 millones, dependiendo del tipo. Se trata de un número considerable también tomando en cuenta que hasta ahora fueron perforados 16 pozos en todo el presal desde 2006. La compañía ya está produciendo 35 mil barriles de petróleo en el presal, 20 mil barriles por día en Tupi, y 15 mil barriles en el campo Jubarte, en el Parque das Baleias.

Pero Santos es la estrella del momento, o por lo menos de las próximas décadas. Allí están los bloques donde fueron encontrados los mayores volúmenes recuperables de petróleo hasta ahora: Tupi e Iara (en el BM-S-11), Paratí (BM-S-10), Carioca (BM-S-9), Bem-Te-Vi (BM-S-8), Caramba (BM-S-21), Júpiter (BM-S-24) y Azulão (BM-S-22, ese último de Exxon). Sólo el llamado polo de Tupi va a responder por 40% de la producción total de Petrobras en 2020, cuando el actual plan estratégico prevé que la estatal estará produciendo 3,92 millones de barriles por día, de los cuales, 1,8 millones en el presal. Hasta ahí, la Cuenca de Santos habrá reducido la importancia relativa de la Cuenca de Campos, que hoy es responsable por 80% de la producción brasileña de petróleo. Las inversiones serán multimillonarias: US$18,4 mil millones hasta 2013 y US$111 mil millones hasta 2020. Los números de 2010 se están revisando y estarán en el plan estratégico hasta 2014, que aún no tiene fecha de divulgación.

Actualmente, Petrobras implementa la llamada “fase cero” de la producción de petróleo y gas del presal de Santos. La producción se realiza a través de un test de larga duración (TLD) en Tupi con la plataforma Cidade de São Vicente y de un TLD en Jubarte con la plataforma P-34. La compañía intentará anticipar de diciembre a octubre la instalación de un proyecto piloto de producción en el área, con una plataforma que tendrá capacidad para 100 mil barriles de petróleo por día.

Cuando el piloto sea instalado, la plataforma que hoy hace el TLD será desplazada a otra área. Antes de finalizar el año serán iniciadas tres pruebas más de larga duración en Guará, Paratí y, probablemente, en un área llamada Tupi Nordeste. La localización de esas áreas está en fase de evaluación y podrán ser alteradas. La plataforma que será instalada en Guará, la Dynamic Producer, está siendo construida en Singapur y debe comenzar a operar en el primer semestre. Con un programa exploratorio más intenso, el movimiento de navíos en el presal no podía ser pequeño. Hasta 2011, la compañía va a recibir 23 sondas de perforación, que ya fueron contratadas.

Este año Petrobras recibirá entre seis y siete sondas de perforación y puede alquilar más equipos si el precio fuera adecuado. Estas van a perforar hasta 11 pozos de evaluación exploratoria y dos de desarrollo de la producción en el presal durante 2010. El número final de pozos dependerá de la cantidad de sondas disponibles.

Otro evento importante será el lanzamiento de un gasoducto de 225 kilómetros de extensión que conectará el piloto de Tupi a la plataforma de Mexilhão y de allá para el continente, en Caraguatatuba (SP). Inicialmente, el piloto de Tupi va a “exportar” 3 millones de metros cúbicos de gas, y el dióxido de carbono (CO) será separado en la plataforma antes de ser enviado. Una parte del CO será reinyectado en el campo para aumentar la producción de petróleo. El proyecto de Petrobras para el gas y el CO encontrado en los campos del presal es un desafío en cuanto a tecnología. Petrobras quiere evitar la emisión de gas carbónico en la atmósfera.

Petrobras estudia alternativas para aumentar la producción y evitar la emisión de CO en la atmósfera. La primera es la inyección de agua en la reserva, que aumenta el factor de recuperación del petróleo en 25%. La segunda es la inyección

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