Brasil celebró este miércoles su tercera subasta de producción compartida de petróleo, con un resultado que marca un renovado interés en el presal brasileño, a pesar de la creciente apuesta por el Margem Equatorial en el norte del país. La Agencia Nacional de Petróleo (ANP) adjudicó cinco sobre siete bloques offshore ofertados, todos ubicados en el polígono de presal. El resultado es muy superior al logrado en la anterior subasta de 2023, en la que pudo adjudicar un solo bloque. Entre las empresas adjudicadas destacan las chinas CNOOC y Sinopec y la noruega Equinor.
La ANP adjudicó cinco bloques que se encuentran dentro del polígono de presal: los bloques Esmeralda y Ametista, en la Bahía de Santos, y Citrino, Itaimbezinho y Jaspe, en la Bahía de Campos. La inversión comprometida por las empresas solo para la fase inicial de exploración asciende a 452 millones de reales (US$ 83 millones).
El bloque Esmeralda fue adjudicado en un 100% a la petrolera australiana Karoon. Ametista fue adjudicado en un 70% a CNOOC (será operadora) y en un 30% a Sinopec. Citrino quedó 100% en manos de Petrobras, mientras que Equinor se quedó con el 100% de Itaimbezinho. Por último, Jaspe fue adjudicado en un 60% a Petrobras (operadora) y en un 40% a Equinor.
Reposición de reservas
El resultado de la subasta marca un renovado interés de petroleras internacionales en la exploración de hidrocarburos en las aguas de presal, en un momento en donde el Margem Equatorial en el norte del Brasil genera mejores expectativas de descubrimiento de hidrocarburos. El gobierno de Lula da Silva y la industria apuestan al desarrollo de una nueva frontera petrolera en el norte del país para acompañar el declino esperado en la producción de presal y sostener las exportaciones de crudo.
La producción de hidrocarburos es récord en Brasil gracias al descubrimiento y la explotación offshore en el polígono de presal, un área con alrededor de 3000 metros de profundidad y ubicada a una distancia de 300 km de la costa.
La ANP consignó que en julio de este año se superó por primera vez los cinco millones de barriles equivalentes de petróleo (BOE) por día. La producción en agosto fue de 5,08 millones de BOE por día, de los cuales 3,8 millones fueron de petróleo crudo, lo que representa un aumento interanual del 16,6%. La producción de gas natural en agosto fue de 188,9 millones de metros cúbicos diarios.
Según las proyecciones del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP), la producción de petróleo del país seguirá creciendo hasta los 4,5 millones de barriles diarios en 2031. Sin embargo, estos niveles de producción no serán sostenibles por el declino esperado en el presal. Por ese motivo, las empresas comenzaron a apostar a la exploración en el Margem Equatorial.
La ANP estima que el volumen de recursos de petróleo y gas natural en esa zona ronda los 30.000 millones de BOE. Esto explica la fuerte participación de petroleras internacionales como ExxonMobil y Chevron en la subasta de concesiones permanentes de áreas hidrocarburíferas celebrada este año. También el interés de Petrobras, que en su Plan Estratégico 2050 y su Plan de Negocios 2025-2029 definió una inversión de US$ 3000 millones en el norte de Brasil.
Producción compartida
El régimen de producción compartida en Brasil fue introducido en 2010 para impulsar la participación del Estado en la producción de hidrocarburos dentro del polígono de presal.
El principal criterio de evaluación en las subastas de producción compartida es qué empresa ofrece al Estado más volúmenes de hidrocarburos. El Estado toma esa producción a través de Pré-Sal Petróleo (PPSA), la empresa que lo representa en los contratos de producción compartida.
