Los conflictos en el Norte de África y en Medio Oriente, donde se concentra la mayor parte de las reservas mundiales de petróleo, hará que las inversiones se vuelvan hacia las reservas brasileñas del pre-sal, en la evaluación de especialistas del sector. Dos son las razones para este movimiento. Por un lado, el alza de los precios del barril, que tiene a hacer los proyectos debajo de la capa de sal más rentables. Por otro lado, la estabilidad política del país es apuntada como un triunfo en un escenario internacional cada vez más complicado[1].
Hoy, uno de los mayores desafíos del pre-sal es su costo de extracción, una vez que la tecnología para retirar el petróleo –localizado hasta siete kilómetros abajo del nivel del mar- es muy cara. Petrobras ya afirmó que el costo sería del orden de los 25 dólares el baril, mientras otras empresas apuntan a cerca de 45 dólares. De acuerdo con el consultor de petróleo y gas Marcos Felipe Macedo, ese costo aún es una incógnita. La única certeza es, mientras más elevada la cotización del petróleo, más rentables serán las inversiones. Sea cual sea el costo, el momento es excelente para que Brasil desarrolle el pre-sal.
Las reservas del pre-sal descubiertas hasta ahora suman 36 billones de barriles de crudo equivalente (incluyendo petróleo y gas), según las estimaciones de Petrobras y de ANP. Añadidas a las existentes, Brasil pasará a tener 51 billones de barriles. Este volumen de reservas hace de Brasil, al lado del occidente africano y de las ex repúblicas soviéticas, la gran frontera exploratoria de petróleo de esta década. En ese contexto, la estabilidad política se hace un importante factor para la decisión de las inversiones.
Brasil mostró en los últimos años que cumple los contratos. Aún los recientes cambios en el marco regulatorio del pre-sal pasaron por el trámite legal, no fue algo impuesto sin discusión en el Congreso. Para las inversiones de largo plazo, como los de la industria petrolera, eso es extremadamente relevante. Empresas de China y de India buscan garantías de reservas de petróleo y, para eso, buscan mercados con estabilidad jurídica y política.
Los conflictos en Medio Oriente y en el Norte de África deben llevar a un declive en la producción de petróleo. En primer lugar, porque las empresas extranjeras están suspendiendo sus operaciones en muchos de esos países. En segundo lugar, porque algunos de esos países, como Arabia Saudita e Irán, son las petroleras estatales las que lideran la actividad exploratoria. Como los gobiernos locales están anunciados paquetes con beneficios sociales para contener las protestas, probablemente habrá cortes de inversiones en otros sectores.
Welcome mister Obama
El gobierno brasileño quiere hacerse gran exportador de gas y petróleo a Estados Unidos, para evitar que los combustibles extraídos de la capa pre-sal en el litoral brasileño reduzcan la proporción de fuentes de energía “limpia”, renovable, como la hidroelectricidad, en la matriz energética brasileña. La intención de exportar la mayor parte del petróleo y gas del pre-sal para no “ensuciar la matriz” fue comunicada por la presidenta Dilma Rousseff a los enviados del gobierno estadounidense que estuvieron recientemente en Brasil.[2]
La estrategia brasileña fue bien recibida en Washington, donde la oferta es vista como una oportunidad para concentrar en el continente americano cada vez más a los proveedores del combustible fósil a Estados Unidos, reduciendo la dependencia en relación a Medio Oriente. Estados Unidos obtienen poco más de un tercio del petróleo que importan de Canadá y México; otro tercio viene de Arabia Saudita, Nigeria y Venezuela. Brasil es el décimo mayor proveedor de EE.UU. La perspectiva de obtener en el Hemisferio Occidental la mayor parte del petróleo consumido en Estados Unidos es recibida con entusiasmo en Washington. Aún con el aumento de la producción local, la Ofician de Energía Americana prevé que el país continuará importando cerca de la mitad del petróleo que consume y sólo en 2035 debe reducir esa parte a un 45%.
El Eximbank de Estados Unidos concederá hasta 1 billón de dólares en financiación para proyectos conectados a la explotación de petróleo en la capa pre-sal. El año pasado, el banco firmó con Petrobras un protocolo que garantiza líneas de financiación estimadas en hasta 2 billones de dólares[3].
De la misma forma que algunos sectores políticos brasileños vieron con sospecha el interés del presidente estadounidense, Barack Obama, por el petróleo del pre-sal, los conservadores en Estados Unidos criticaron la búsqueda del combustible en otras partes del mundo, mientras fortalecen límites para nuevas explotaciones en el Golfo de México. “Obama incentiva más perforaciones de petróleo en alta mar… en Brasil!!”, sostuvo Doc Hastings, presidente del House Natural Resources Committee. “En vez de crear energía y empleos americanos, el presidente Obama fue a Brasil para profundizar la dependencia estadounidense por la energía extranjera”, declaró. “El presidente no aprendió nada de los recientes eventos mundiales (…) Estados Unidos sigue vulnerable, aún cambiando su fuente de energía de regiones geopolíticas más inestables para Brasil.”.[4]
Hastings, que forma parte de una mayoría del Partido Republicano en la Cámara electa a fines del año pasado, es un defensor de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México, suspendidas en algunas áreas después de una gran fuga de petróleo el año pasado en la plataforma de BP. Es común en la retórica de los defensores de la reanudación de las perforaciones en el Golfo de México decir que, mientras Estados Unidos bloquea su producción, otras economías, como Brasil, toman la delantera. La crítica incluye también las líneas de financiación ofrecidas por EE.UU., como el Eximbank, para apoyar la exportación de equipos americanos para perforación de pozos en Brasil.
Mientras Brasil y Estados Unidos cierran acuerdos de cooperación en el área de petróleo, la americana ExxonMobil intenta esquivar lo que puede ser llamado un tremendo infortunio. La mayor petrolera de capital abierto del mundo posee un bloque en el pre-sal en la Cuenca de Santos que, cuando fue licitado, en el comienzo de la década pasada, llegó a ser considerado por los geólogos una de las áreas más prometedoras del país.[5] Con el pasar del tiempo, el mito del bloque de Exxon fue derrumbado. Las perforaciones de la empresa en el BM-S-22 contrariaron las perspectivas de los más renombrados especialistas. Dos descubrimientos fueron realizados, pero sin cantidad comercial de petróleo. Un tercer pozo tampoco habría apuntado grandes volúmenes de crudo. En verdad, la reserva que todos esperaban que exista, si, según una fuente que participa del proceso. Sólo que este gran yacimiento está fuera de concesión de la compañía americana, al sur de su bloque, “bem pertinho”, como define la fuente.
Con la autorización de la Agência Nacional do Petróleo (ANP), CGG, empresa que realiza análisis geológicos, recolectó datos sísmicos en la región y aún va a procesarlos para la interpretación geológica. De este análisis, que será entregado a la reguladora en los próximos meses, puede salir otro gran anuncio de reserva, en los molde de Tupi (rebautizado Lula) y Libra.
ExxonMobil confirma que fueron encontradas “cantidades no-comerciales de hidrocarburos” en el pozo Sabia-1 y Azulão. El pozo fue reconocido como gasto en el cuarto trimestre de 2010, así como el pozo llamado Azulão. Lo de Exxon fue un infortunio, Petrobras tiene un éxito exploratorio superior al 90% en el pre-sal, con petróleo en prácticamente todos los bloques que perforó. “Vamos a continuar analizando los datos recolectados en los tres pozos perforados en el BM-S-22 y trabajaremos junto a ANP y nuestros socios”, informa la empresa.
Exxon opera el bloque (40%) con Hess (40%) y Petrobras (20%). La empresa no deberá devolver el bloque, porque aún hay oportunidades de suceso en el área, pero “con perspectivas muy modestas de las que se imaginaba inicialmente”. ExxonMobil es la única operadora privada de los bloques del pre-sal de la Cuenca de Santos.
Estrategia: El gas del pre-sal reemplazará al crudo en Comperj
Petrobras usará el gas natural de campos del pre-sal como combustible y materia prima en el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), que está siendo construido en Itaboraí, en la región metropolitana de Río. La confirmación del cambio de crudo por gas como materia prima hace “más asertivas” las conversaciones con Petrobras. Según el director de Abastecimiento de Petrobras, Paulo Roberto Costa, el gas probablemente será llevado hasta Comperj por gasoductos submarinos, que tendrán de 250 a 300 kilómetros de extensión. El trayecto de los gasoductos aún está siendo estudiado. Otra posibilidad para llevar el gas hasta Comperj es la utilización de navíos de licuefacción del gas natural en el océano y transportarlo hasta una Terminal de regasificación en el continente[6].
Según Costa, la expectativa es usar 15 millones de metros cúbicos diarios de gas natural del pre-sal como materia prima en la unidad petroquímica de Comperj, donde será transformado en productos como propeno, butadieno, bencenos, polietilenos y polipropileno. El gas restante deberá ser usado como combustible en el Complejo Petroquímico, que contará también con dos refinerías.
La expectativa es que la primera refinería entre en operación a finales de 2013. La unidad petroquímica debe comenzar a funcionar entre finales de 2016 y el inicio de 2017 y contará con la participación de Braskem, que tiene como accionista a la propia Petrobras. El crecimiento del consumo previsto para los próximos años puede hacer, inclusive, que haya una anticipación de hasta dos años en la entrada en operación de la unidad.
La segunda refinería sólo debe entrar en operación en 2018. Cada refinería de Comperj tendrá capacidad para procesar 165 mil barriles de petróleo por día, cuando esté operando en capacidad plena, transformando el crudo en derivados como diesel y querosén de aviación.
“El gran tamaño de área en que el complejo está instalado, los cambios del mercado de consumo y los descubrimientos del pre-sal ofrecieron un nuevo prisma. Desde el principio del proyecto de la petroquímica hasta la actualidad, el mundo cambió, el pre-sal se hizo realidad y necesitamos adaptar la unidad a esa realidad”, dijo Costa[7]. Además negó que la resistencia de eventuales socios a las tecnologías inéditas de procesamiento de crudo para la producción de petroquímicos haya tenido influencia en la decisión de cambiar el proyecto. Antes de la adaptación para gas natural, Petrobras ya venía estudiando la sustitución de la materia prima por una más tradicional –en el caso, la nafta. Costa afirmó la utilización del gas natural como matriz energética deberá reducir el costo del proyecto “significativamente”.
Sin embargo, no quiso informar el actual presupuesto de la obra. Inicialmente, el proyecto preveía un costo de 8,5 mil millones de dólares. “Ese valor preveía una central petroquímica en dos fases. No hay como comparar los dos proyectos. Pero, en relación al procesamiento de crudo pesado a leve y en relación a la nafta, habrá ganancias financieras y ambientales”, dijo. Otra fuente sostiene que el costo de construcción de Comperj tendrá una reducción de 15% a 30% con el uso de gas natural como materia prima[8].
Según Costa, la demanda por derivados en el país creció por encima del producto bruto interno (PBI) el año pasado. La tendencia debe ser la misma este año. “Si hubiera la demanda del mercado mayor, y hay una gran tendencia de que eso ocurra, es posible, principalmente en las refinerías del Nordeste, y quien sabe en la segunda refinería aquí del Comperj, que haya un esfuerzo mayor de la compañía, contemplando esa anticipación”. Además eso, la Copa del Mundo y la Olimpiada de Río de Janeiro deben ser dos eventos temporales de gran porte que van a estimular aún más el crecimiento de la demanda de resinas termoplásticos.
Entre las refinerías cuyas operaciones pueden ser anticipadas están la del Maranhão, inicialmente prevista para 2014, la de Ceará, con conclusión programada para 2017, y la segunda refinería de Comperj, cuya operación está inicialmente marcada para 2018. El aumento de la demanda por derivado en el país exigió de Petrobras la importación de 1,5 millones de barriles de gasolina, este mes, para suplir las necesidades nacionales. Si la demanda continua en alza y el precio del etanol se mantiene elevada, Petrobras podrá recurrir a nuevas importaciones de gasolina en mayo y junio[9].
BG y Galp Energía destinan más fondos al pre-sal
Las grandes extranjeras con planes de invertir en el pre-sal brasileño están siendo obligadas a volver a ver sus inversiones en el país. Empujadas por el pesado plan de inversiones de Petrobras en la Cuenca de Santos, las compañías están elevando las proyecciones y buscando formas de financiar sus proyectos. A mediados de marzo, BG Group y Galp Energía anunciaron aportes millonarios en el sector con la expectativa de elevar su ingreso con negocios en Brasil.
Sólo BG Group –empresa inglesa que es una de las líderes mundiales en explotación de gas natural- prepara un aporte de 30 billones de dólares a lo largo de diez años. El grupo, que ya opera en la Cuenca de Santos, ya invirtió 5 billones de dólares en Brasil. Inicialmente, BG pretende invertir por lo menos 1,5 billones en el Centro Tecnológico Global localizado en Río de Janeiro y participar de las próximas rondas de licitación para explorar la capa pre-sal. La idea es que un 30% de la producción de la compañía venga del país[10].
Para Robert Wilson, presidente del consejo de administración de BG, Brasil es un socio estratégico. “Hasta 2020, un 30% de nuestra producción vendrá de Brasil”, calculó. Por eso, el ejecutivo cree es cada vez más importante que la sede de la empresa en Reino Unido entienda como funciona Brasil[11]. “Pretendemos participar de la próxima ronda de licitación que involucran oportunidades de explotación fuera de la capa pre-sal, que debe acontecer hasta finales de año”, afirmó. El ejecutivo cree que BG tendrá capacidad de aumentar el volumen de inversiones en Brasil sin necesidad de ampliar su capacidad de endeudamiento, sólo utilizando recursos propios de la compañía.
El presidente del consejo de administración de BG minimizó aún las divergencias existentes entre la empresa y Petrobras en la evaluación hecha en los tres campos de explotación localizados en la Cuenca de Santos. Para Wilson, esta es sólo una cuestión de “timming”. “La diferencia entre la evaluación hecha por nosotros y por Petrobras es meramente filosófica”, dijo. BG evaluó la existencia de 10.8 billones de barriles recuperables en los campos e incluye este valor en su balance. Petrobras, sin embargo, es la operadora del proceso de explotación y a quien cabe dar la respuesta final sobre el asunto, evaluó la existencia de 5 a 8 billones de barriles recuperables.
En el caso de la portuguesa Galp, la inversión es de 3,5 billones de euros y debe ser hecho entre 2012 y 2015. Galp también afirmó que planea invertir hasta 1,5 billones de euros en 2011. Además de eso, la empresa va a realizar un aumento de capital en su subsidiaria brasileña con lo cual estima captar 2 billones de euros y mejorar su nivel de endeudamiento.
Por cuenta de la explotación de la mayor cuenca sedimentaria brasileña de petróleo y de gas en el mar, la Cuenca Santos, Petrobras ya invirtió en la región 15 mil millones de dólares –algo en torno a los 25 mil millones de reales- en cinco años. “Sólo en el pre-sal, nuestra previsión es invertir 33 mil millones de dólares (54,5 mil millones de reales) hasta 2014”, afirma José Luis Marcusso, gerente general de la estatal en Santos, en el litoral paulista. Hay hoy 24 sistemas en funcionamiento en la región de Santos, con cerca de 100 personas trabajando en cada uno. Son 17 sondas de perforación y equipos perforando en el área y siete sistemas más produciendo petróleo y gas. “Tres de ellos están en el pre-sal. Es una gran revolución”, evalúa el ejecutivo. Cada uno de esos sistemas tiene un barco de apoyo. “Son entre 3.000 y 3.500 personas en el mar. Y 1.000 personas más en tierra para dar soporte a esas operaciones”, dijo[12]. Todo ese movimiento está irrigando la ciudad de Santos. Es el mejor escenario en los últimos 50 años.
Petrobras, además de toda la operación, está construyendo en el área conocida como Valongo, bien próxima al Puerto de Santos, su sede para la región. Compró por 15,18 millones de reales un terreno donde irá a levantar tres torres. La primera está presupuestada en cerca de 400 millones de reales, deberá estar lista en 2013 y recibir 2.000 personas. En todo el complejo, que deberá estar construir para 2017, serán 6.100 operarios. Ante los valores, Marcusso avisa: “Para perforar cada pozo, gastamos entre 150 millones y 200 millones de dólares. Un proyecto total de petróleo y gas, dependiendo del porte, pasa de 4 mil millones de dólares”. Según el ejecutivo de Petrobras, el plan para el pre-sal es que en 2017 la Cuenca de Santos esté produciendo 1 millón de barriles de petróleo equivalente por día. “Brasil llevó de 1953, fecha de la creación de Petrobras, hasta 1998 para alcanzar una media de 1 millón de barriles/día”, recuerda.
Uno de los planes ambiciosos es pasar a explorar el área continental de Santos. La población de la ciudad es hoy de 420 mil habitantes, con un crecimiento de sólo un 0,5% en el último Censo, distribuida en los 39 kilómetros cuadrados del área insular. La renta per capital anual es de poco menos de 60 mil reales, según datos de 2008. Para que sean explorados, hay 231 kilómetros cuadrados del área continental disponibles. Ya está en la Cámara Municipal un proyecto que amplía ese parte a ser explorada a un 8,7% del total continental, o 20,16 kilómetros cuadrados.
[1] O Globo, “Conflitos tornam pré-sal mais atraente”, (2/3)
[3] Valor, “Pré-sal terá US$ 1 bilhão do Eximbank americano”, (17/3)
[7] Estado de San Pablo, “Petrobrás vai usar gás do pré-sal no Comperj”, (5/4)
[8] O Globo, “Custo de construção do Comperj pode ter redução de até 30%”, (4/4)
[9] Exame, “Petrobras pode antecipar novas refinarias por aumento da demanda”, (4/4)
[10] DCI; “Pré-sal atrai bilhões em investimento externo”, (15/3)
No hay comentarios:
Publicar un comentario