Varios de los bloques licitados son potencialmente prolíficos, como Stabroek de Guyana
El dinero.co
La petrolera estatal brasileña Petrobras registró una producción récord de petróleo y gas natural en 2020, con un total de 2.28 millones de barriles diarios de crudo y otros 2.84 millones de barriles equivalentes de petróleo, lo que hizo un total de 5.1 millones de barriles diarios.
Según ha informado en un comunicado, la cifra de 2020 supera a la registrada en 2015, cuando se produjo el anterior récord de producción, de 2.23 millones de barriles diarios de crudo y otros 2.79 millones de barriles diarios equivalentes de petróleo.
La producción en los campos de presal alcanzaron los 1.86 millones barriles equivalentes de petróleo en 2020, que supusieron el 66% del total de la producción de la compañía. En 2015, la producción en estos campos representaban el 24% del total.
Petrobras ha resaltado que las cifras coinciden con los objetivos de producción revisados en octubre del año pasado en el reporte de producción y ventas del tercer trimestre y que, además, superan en un 5% los objetivos proyectados originalmente para el 2020.
Según la empresa, el logro de alcanzar unos mayores volúmenes de producción son resultado de la producción por encima de su capacidad de procesamiento del campo de Búzios, debido a una mejor disponibilidad de generación de energía y de compresión de gas en las plataformas de este campo.
Asimismo, los datos responden a un menor número de intervenciones para combatir la corrosión de dióxido de carbono (CO2) en los oleoductos de inyección de gas submarino, debido al desarrollo de nuevas herramientas y tecnologías de inspección.
La compañía también ha destacado que la menor caída de la producción observada en los campos de Tupi y Sapinhoá se explican por un mejor rendimiento de los embalses. También ha subrayado una mejor eficiencia en la producción y una mayor optimización de los parones de producción en las plataformas.
“Los registros muestran un buen desempeño operativo incluso en el desafiante escenario de 2020, con un mayor enfoque en activos de clase mundial en aguas profundas y ultraprofundas, donde Petrobras ha mostrado una gran ventaja competitiva”, ha resaltado la compañía.
En otro comunicado, Petrobras ha informado sobre la venta del 49% de su participación en los parques eólicos de Mangue Seco 1 a V2I Transmissão de Energia Elétrica, controlada por Vinci Infraestrutura, por un total de 42.5 millones de reales brasileños (6.4 millones de euros).
El cierre de la operación está sujeto al cumplimiento de condiciones previas, como la aprobación del Banco do Nordeste do Brasil, y el visto bueno del Consejo de Administración de Defensa Económica (CADE).
Eólica Mangue Seco 1 es parte de un complejo de cuatro parques eólicos (Mangue Seco 1, Mangue Seco 2, Mangue Seco 3 y Mangue Seco 4) ubicados en Guamaré, en el estado de Rio Grande do Norte, con una capacidad total instalada de 104 MW. A su vez, la compañía ha indicado que el parque Mangue Seco 2 se encuentra en una fase vinculante en el proceso de desinversión para la venta del 51% de su participación.
“Esta operación está alineada con la estrategia de optimización de cartera y mejora de la asignación de capital de la empresa, con el objetivo de maximizar el valor para sus accionistas”, ha apostillado el comunicado de la petrolera.
S&P Global Platts
El Consejo Nacional de Política Energética de Brasil, o CNPE, aprobó 92 bloques de concesiones de exploración y producción costa afuera para la venta en la 17a ronda de licitaciones retrasada por la pandemia del país que se celebrará en octubre, dijo la Agencia Nacional del Petróleo, o ANP, el 7 de enero.
“Se ofrecerán 92 bloques en las cuencas sedimentarias costa afuera de Potiguar, Campos, Santos y Pelotas”, dijo la ANP en un comunicado. Los bloques cubren 53.900 kilómetros cuadrados de área, según la ANP. La ANP realizará una audiencia pública para discutir las reglas de la subasta y el contrato de concesión el 3 de febrero, y la ronda de licitación pública está programada para el 7 de octubre.
La aprobación de los bloques siguió a la decisión de la CNPE el 11 de diciembre de 2020 de retirar 32 bloques costa afuera de la venta debido a preocupaciones ambientales, que han causado problemas con los permisos de perforación después de las ventas recientes. Eso incluyó la denegación de perforar en las cuencas de Para-Maranhao y Foz do Amazonas a lo largo del margen ecuatorial de Brasil, lo que provocó que los pesos pesados de la industria como BP Energy y Total se retiraran del área prometedora.
La CNPE eliminó ocho bloques en la Cuenca Para-Maranhao y 24 bloques en la Cuenca Pelotas de la 17ª ronda de licitaciones en la movida de diciembre.
Se esperaba que varios de los bloques generaran una competencia acalorada a pesar de las preocupaciones ambientales, debido al potencial de contener depósitos en aguas profundas similares a los descubrimientos del bloque Stabroek de ExxonMobil frente a la costa de Guyana. El peso pesado de EE.UU. hizo 18 descubrimientos y extrajo el primer petróleo del bloque en diciembre de 2019. Se estima que el bloque Stabroek tiene más de 8 mil millones de barriles de petróleo equivalente en reservas recuperables.
Se cree que el mismo juego se extiende a lo largo de la costa norte de Brasil en las cuencas de Foz do Amazonas y Para-Maranhao, según los geólogos.
Sin embargo, los grupos ambientalistas comenzaron a protestar contra las perforaciones en la región luego del descubrimiento de un arrecife de coral en las turbias aguas de la desembocadura del río Amazonas. Los grupos dijeron que la perforación podría dañar el arrecife y afectar la vida marina en el área. Las afirmaciones han ganado aún más peso durante la pandemia de coronavirus, que ha hecho que las empresas reevalúen los problemas ambientales en medio de pedidos de mayores reducciones en las emisiones de gases de efecto invernadero para contrarrestar el cambio climático.
Sin embargo, las eliminaciones también subrayaron que los reguladores estaban trabajando más estrechamente para evitar los tipos de incertidumbres que socavan a los inversores. Desde 2016, la ANP ha trabajado con el Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables (IBAMA) en las aprobaciones preliminares después de que se prohibió perforar a los licitadores ganadores en las rondas 11 y 12 de licitación en muchos de los bloques vendidos.
La duodécima ronda de licitaciones incluyó 72 bloques en tierra destinados principalmente a la exploración y producción de petróleo y gas natural que utilizaron técnicas de fracturamiento hidráulico. Una serie de medidas cautelares ordenadas por la corte bloquearon el desarrollo y dieron como resultado la devolución de los bloques a la ANP. Desde entonces, la ANP ha trabajado para obtener informes ambientales preliminares con IBAMA antes de las rondas de licitación para garantizar que no surjan problemas importantes durante el proceso para obtener los permisos de perforación.
Los últimos cambios en la lista de la 17ª ronda de licitaciones también incluyeron la consolidación de seis bloques en la porción de aguas ultraprofundas de la Cuenca Santos hasta dos bloques, informó la ANP. Los bloques SM-1613 y SM-1615 ahora se envolverán en el bloque SM-1613, mientras que los bloques SM-1617, SM-1619, SM-1729 y SM-1731 se consolidaron en el bloque SM-1617, dijo la ANP. .
La consolidación ampliará el tamaño de los bloques disponibles y potencialmente los hará más atractivos para los inversionistas potenciales, especialmente en áreas fronterizas sin una larga historia de exploración y producción, como en el sur de la Cuenca de Santos.
La 17a ronda de licitación también será la primera en incluir bloques más allá de la Zona Económica Exclusiva de 200 millas náuticas de Brasil, que fue aprobada por la CNPE en febrero de 2020. Los bloques tienen potencial subsal y están ubicados en la franja sur del polígono subsal que requiere producción. -contratos compartidos para el desarrollo. Sin embargo, las áreas se venderán bajo un contrato de concesión más favorable que requiere que las compañías petroleras paguen regalías sobre la producción en lugar de garantizar al gobierno una participación en la producción de petróleo con ganancias.
Las subastas futuras probablemente incluirán bloques de concesión adicionales que se ubican más allá de las 200 millas náuticas de la costa, ya que Brasil busca delimitar el alcance total de la frontera subsal, según funcionarios del gobierno.
