Las perforaciones serán realizadas por el buque West Saturn
La petrolera noruega Equinor firmó un contrato de US$ 380 millones con Seadrill Management para la perforación de seis pozos hasta 2024 en el campo de Bacalhau, un área de presal en la Cuenca de Santos (Brasil).
Las perforaciones serán realizadas por el buque West Saturn. La duración del contrato es de cuatro años, con el inicio de la operación previsto para el primer trimestre de 2022.
La proyección es que la primera fase del proyecto, que prevé una plataforma con capacidad para producir 220.000 barriles diarios de petróleo en 2024, suponga una demanda de inversión de aproximadamente US$ 8.500 millones.
"Creemos que este contrato da al proyecto Bacalhau buenos incentivos para una campaña de perforación duradera", señaló el vicepresidente de perforaciones de Equinor, Erik G. Kirkemo.
El campo de Bacalhau fue descubierto en 2012 y tiene una profundidad de 2.000 metros por debajo del agua. Actualmente, el área está operada por un consorcio conformado por Equinor (40%), ExxonMobil (40%) y Petrogal Brasil (20%), además de Pré-sal Petróleo, que participa en el consorcio como agencia reguladora.
La producción de petróleo crudo en Brasil promedió 2,8 millones de barriles diarios en el primer trimestre de 2021, informó la Agencia Nacional del Petróleo del país, citada por Reuters. Esto fue un 6 por ciento menos que en el primer trimestre de 2020, según el informe.
La producción de la estatal Petrobras cayó un 5 por ciento interanual en el primer trimestre de 2021, a 2,1 millones de bpd. La principal estatal produce alrededor del 75 por ciento de la producción total de petróleo de Brasil.
El año pasado, Brasil se convirtió en uno de los pocos ganadores de la pandemia y la crisis que causó en los mercados petroleros. El país se convirtió en el tercer mayor proveedor de petróleo de China, que se recuperó bastante rápido de lo peor de la pandemia.
A diferencia de prácticamente todos los demás exportadores de crudo, Brasil aumentó sus envíos al exterior durante la primera mitad de 2020 gracias al apetito petrolero de China.
BN Américas
El consejo nacional de política energética de Brasil, CNPE, redujo en un 70% las bonificaciones por firma de los campos de aguas profundas Atapu y Sépia, que se subastarán en la próxima licitación de excedentes de transferencia de derechos en diciembre.
La decisión se tomó en medio de preguntas sobre las reglas de licitación del presal y el atractivo de la provincia de petróleo y gas, ya que, según se informa, las tasas de éxito geológico han disminuido.
En comparación con la primera licitación de volúmenes excedentes en 2019, cuando las dos áreas de la cuenca Santos no recibieron ofertas, el valor de Atapu cayó de 13.700mn de reales (US $ 2.490mn) a 4.000mn de reales y el de Sépia de 22.900mn de reales a 7.140mn de reales.
La ganancia petrolera de Atapu (las ganancias de producción que van al gobierno y al contratista) cayó del 26,2% al 5,89% y la de Sépia del 27,9% al 15%.
El nuevo bono de firma para Sépia es inferior a los 15.000 millones de reales establecidos para el bloque del presal de Libra, contratado en 2013, mientras que el de Atapu es inferior al mínimo de 5.050 millones de reales para Aram, que no recibió ofertas en el sexto reparto de producción. ronda en 2019.
Y los nuevos porcentajes de ganancias de petróleo se encuentran entre los más bajos dentro de las áreas de producción compartida licitadas hasta ahora: Atapu es el más bajo, y Sépia es solo más alto que los de Sul de Gato do Mato y Sudoeste de Tartaruga Verde.
Si bien Atapu y Sépia (ambos antes parte del bloque Iara ) ya están calificados como campos con reservas probadas, Libra, Aram, Sul de Gato do Mato y Sudoeste de Tartaruga Verde son bloques de exploración y proyectos de mayor riesgo.
Al reducir los boletos para las áreas, el gobierno está tratando de compensar las incertidumbres contractuales que persisten incluso después de que Petrobras y PPSA firmaron un acuerdo que establece una compensación de US$ 6.450mn para Petrobras.
Otro motivo de los descuentos es la necesidad de efectivo para capear la crisis económica y la reducción de las perspectivas de crecimiento derivadas de la pandemia.
“Solo en estos campos, durante el período de operación, las inversiones esperadas son de 200.000mn de reales y el costo de oportunidad de no realizar esta subasta este año es de 12-15.000mn de reales”, dijo en un comunicado el ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque.
Mientras tanto, el optimismo del presal es escaso.
“El gobierno debe saber que el presal no es un boleto ganador donde se perfora y libera petróleo. Eso requiere años de inversión”, dijo el gerente de país de Shell, André Araújo.
Petrobras también devolvió importantesáreas de producción compartidaal regulador ANP. Entre ellos estaban los porción sureste de Libra y Peroba. En Peroba, el NOC había perforado un pozo descubriendo gas natural con altos niveles de CO2.
Araújo enfatizó que la industria espera que el gobierno revise el marco del presal y ponga fin al derecho de preferencia de Petrobras en las licitaciones de producción compartida o al régimen y regrese al modelo de concesión única.
El coordinador técnico de la asociación petrolera Ineep, Rodrigo Leão, dijo a BNamericas que la reducción de las bonificaciones era natural, ya que los valores de 2019 eran demasiado altos y alejaban a los posibles postores.
“Y, dada la actual situación global, será necesario tener valores iniciales más bajos para atraer competencia en estas subastas, ya que los últimos planes de negocios de las empresas mostraron una reducción en el gasto de capital para exploración y producción”, dijo.
Leão agregó que la industria aparentemente está tratando de demostrar que laincertidumbre del presal ha aumentado, por lo que el modelo de producción compartida debería ser abolido.
“El anuncio del gobierno justo después de la entrevista de André Araújo es algo que me llama la atención”.
Fernanda Delgado, investigadora de FGV Energía, destacó que el gobierno revisó la solidez de Sépia y Atapu y reevaluó su geología utilizando métricas diferentes a las aplicadas a Búzios, por ejemplo.
“Con la crisis de COVID, se revisaron los parámetros del proyecto, incluidos los precios del Brent. Y el gobierno consideró el costo de no contratar, es decir, la pérdida de ingresos, la pérdida de inversiones. Si el proyecto demora demasiado, puede volverse poco atractivo con el pago de una compensación a Petrobras”, dijo a BNamericas.
Otro factor para la disminución de la bonificación es la creciente competencia de gastos de capital entre los proyectos de combustibles fósiles y energía renovable, ya que especialmente las IOC europeas como BP Energy, Shell, Total y Equinor, están invirtiendo fuertemente en proyectos eólicos y solares a nivel mundial y en Brasil.
Sin embargo, incluso las grandes empresas
Además, las empresas petroleras están bajo presión social para reducir los impactos ambientales de sus actividades.
“El escenario ha cambiado. Ahora tenemos una mayor presión sobre la demanda de combustibles fósiles en el mundo debido a la pandemia y toda esta ola verde que se avecina, que afecta los precios del barril y el atractivo de los proyectos ”, dijo el director de investigación y análisis de IHS Markit, Carlos Rocha, dijo a BNamericas.
La séptima y octava rondas de producción compartida de Brasil se encuentran en la fase de planificación. Originalmente estaban programados para fines de 2020 / principios de 2021, pero se pospusieron debido a la crisis.
