La decisión del gobierno de ofrecer una gran variedad de nuevas áreas exploratorias en 2013 contribuyó a un aumento del número de empresas interesadas en invertir en el sector de petróleo y gas brasileño.
Al anunciar tres rondas de
licitaciones de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP) cinco años después de la
última licitación con ofertas de áreas exploratorias en el mar, el gobierno
brasileño ofrece oportunidades de negocios para empresas de distintos tamaños,
nacionales y extranjeras. La última ronda de la ANP con oferta de bloques
marítimos fue en 2007, años de estreno de OGX del empresario Eike Batista. En
la decima ronda, en 2008, fueron subastados sólo bloques en tierra.
Milton Costa, un experto
ejecutivo de Petrobras con carrera internacional que asumió la
secretaría-ejecutiva del Instituto Brasileño de Petróleo (IBP), cree que 2013
es un año de "tremendas
oportunidades" para la industria de petróleo y gas brasileña. Costa
observa que el barril de crudo está en la franja de 100 dólares, precio que es
un incentivo para cualquier empresa.
"El
año es extremadamente atractivo para Brasil, con el anuncio de tres
licitaciones con oportunidades atractivas, inclusive los bloques fabulosos del
pre-sal. Es una posibilidad de nuevas compañías que entren y las que están aquí
se prepararan para nuevas ofertas", observa Costa. Adriano Pires, del
Centro Brasileño de Infra Estructura (CBIE), concuerda, con reservas.
"Vamos a ver si conseguimos recuperar tiempo que perdemos. El sector va a
vivir un momento más feliz en 2013, pero creo que falta volver a ver dos cosas importantísimas.
Una de ellas es el contenido local y segundo la regla que coloca a Petrobras
como operadora única del pre-sal con un 30%, evalúa Pires.
La casi nueva apertura del sector
en Brasil acontece en un momento de "boom"
de la extracción de gas shale en Canadá y Estados Unidos, donde también se
apuesta en la explotación de petróleo en aguas profundas del Golfo de México.
También son grandes las apuestas en el Este de África, Kazajistán, Perú,
Colombia y Ecuador, sólo para citar postores más próximos. En Brasil, ya llama
la atención la presencia de grandes petroleras, algunas sin actividad hasta el
momento, como la rusa Gazprom y la australiana BHP Billiton, y las chinas
Sinopec y Sinochem, esas últimas con operación en Brasil como inversores con
capital minoritario en proyectos operados por Repsol, Sinochem, Statoil y
Perenco, sólo para citar algunos. También se espera la participación de empresas
ya con presencia fuerte en el país como BG,
Repsol, además de brasileñas como Barra Energía, Queiroz Galvão
Explotación y Producción (QGEP) y OGX. TNK, socia rusa de la HRT, también abrió
oficina en Brasil.
"El anuncio de las rondas fue muy importante. Será una oportunidad de
reciclar nuestro portfolio y comprar activos en fase inicial", dice
Paula Costa, directora financiera y de relaciones con inversores de la QGEP. También
ya fue notada la llegada de fondos de capital de riesgo, americanos y de otras
nacionalidades, en búsqueda de buenos proyectos. Invertir en un negocio de
riesgo como la fase de explotación de crudo y gas puede ser una alternativa
para aplicar recursos en proyectos con buena remuneración en un momento de gran
liquidez y baja remuneración.
Fondos con más apetito por el
riesgo tienen en Brasil el ejemplo del éxito del First Reserve y del
Riverstone, que aplicaron cada uno 500 millones de dólares para crear Barra
Energía. La empresa recibió inversiones iniciales de 1,2 billones de dólares en
2010 y el premio vino después de la compra del 10% de un bloque en el pre-sal
de Santos, el BM-S-8, poco antes de Petrobras descubrir el campo de Carcará. El
área fue incluida en el plan estratégico de Petrobras que prevé producir 4,2
millones de barriles de petróleo en Brasil en 2020.
Renato Bertani, CEO de Barra
confirma que la empresa tiene interés en nuevas áreas y está conversando con
diversas compañías con el objetivo de formar asociaciones. "Ya estamos analizando las áreas con cuidado, con prudencia y para
encontrar el proyecto adecuado en el que debemos participar",
adelanta. Otra novel en el sector, Ouro Preto Óleo y Gas, capitaneada por
Rodolfo Landim, ex-Petrobras e ideólogo de
OGX, también recoge compañeros. "El objetivo de Ouro Preto es atraer grandes inversores para su
proyecto. Y la oportunidad que se aproxima para adquirir nuevos activos de
explotación es la ronda", afirma Dirceu Abrahão, director de Ouro
Preto.
El movimiento fue notado por
oficinas de abogacía. Giovani Loss, del Mattos Filho, Veiga Filho, Marrey Jr y
Quiroga Abogados, cuenta que ya fue contratado por cuatro empresas de petróel y
gas, brasileñas y extranjeras, y ya nota el interés de fondos interesados en
conocer las oportunidades del mercado brasileño. "Lo que he percibido es que algunos clientes ya esperaban la licitación,
pero algunos potenciales inversores financieros fueron sorprendidos por el
anuncio, ya aconteció cuando nadie más esperaba", afirma Loss.
La diversidad de las áreas que la
ANP va a ofrecer en 2013 debe atraer el interés de empresas de pequeño y
mediano porte, hasta las gigantes, llamadas de "majors" en el argot del sector. En la 11ª Ronda de
Licitaciones, marcada para 14 y 15 de mayo, serán ofrecidos 289 bloques
distribuidos en tierra y en aguas rasas y profundas. También es grande el
interés por la primera licencia de áreas en el pre-sal bajo el régimen de
reparto de producción, marcado para 28 y 29 de noviembre, cuyos modelos de
contrato aún no son conocidos. En reciente entrevista, la directora general de
la ANP, Magda Chambriard, explicó que aún no fue decidido si el campo de Libra,
ya descubierto y aún de la Unión, será ofrecido, ya que la Presidencia de la
República pidió más opciones de bloques.
La primera Ronda de Reparto, en
la cual Petrobras tendrá forzosamente un mínimo del 30% y será operadora, trae
expectativas, dudas y alguna ansiedad por parte del mercado. Wagner Freire,
ex-director de la estatal que ayudó a fundar las noveles Starfish (vendida a la
angoleña Sonangol) y a Silver Marlim, ve con preocupación los contratos de
reparto y la propia creación de una estatal, la Pre-Sal Petróleo S/A (PPSA)
para administrar el crudo y gas extraídos en las áreas de reparto. "Veo tantas aberraciones e
inconstitucionalidades que lo mejor aún sería postergar su aplicación para
recoger una solución más adecuada", dice Freire. El ejecutivo llama la
atención aún para lo que llama de "inestabilidad
regulatoria y legal" causada por el control, por el gobierno, de los
precios de los combustibles vendidos por Petrobras.
Por último, y no menos
importante, la ANP pretende promover los días 11 y 12 de diciembre a 12ª Ronda,
ofreciendo áreas con potencial para explotación de gas en tierra. "Lo que la ANP pretende en sus políticas, y
al ofrecer esas rondas, es generar más productores", afirma Helder
Queiroz, director de la ANP responsable por la definición de bloques. Él
explica que la agencia gastó 1,8 billones de reales para mapear las cuencas
sedimentarias en Brasil con posibilidad de que produzcan gas, inclusive el
llamado no convencional, que en Brasil se llama gas de xisto (equivalente al
"shale gas" americano) y también el "tight gas", que es originado en otro tipo de roca.
Con el gobierno federal de ojo en
la explotación y producción de gas producido a partir del fraccionamiento de
rocas, lo que puede ampliar la oferta interna para aprovisionar industrias y
térmicas. El gobierno está atento la oportunidades en seis cuencas: Parecis,
San Francisco, Paraná, Parnaíba, Recôncavo y Tucán. "En San Francisco, hay un potencial interesante que puede comenzar a
venir a mercado en dos años en proyectos anteriores, pero estamos evaluando
áreas", afirmó Martins Almeida, secretario de petróleo y gas del
Ministerio de Minas y Energía. "Haremos
de todo para que la subasta sea realizada este año, pero tenemos aún algunos
puntos a definir”.
La tecnología de explotación
exige la fractura de las rocas en el subsuelo y puede provocar daños
ambientales irreversibles. Para evitar problemas, el gobierno estudia imponer
exigencias regulatorias y ambientales mayores para las empresas que decidieran
invertir en el segmento. En Estados Unidos, problemas en el inicio de la
explotación del gas shale causaron perjuicios para la industria y casi llevaron
al fracaso de la tecnología.
"Tenemos que tener empresas preparadas y tenemos que conciliar crecimiento
con riesgo ambiental planeado para evitar que hayamos problemas, lo que podría
inviabilizar inmediatamente en el inicio un nicho interesante de explotación de
energía", afirmó.
El gobierno está optimista en
relación al potencial del gas obtenido a partir del fraccionamiento de rocas.
"Con el desarrollo de esa frontera,
podremos tener precios menores para aprovisionar térmicas e industrias",
dijo el secretario. Hoy, la mayor parte de la expansión del gas en Brasil es
hecha por la contratación de Gas Natural Licuado (GNL), mucho más caro que
otras fuentes tradicionales. Mientras en Estados Unidos, el gas shale cuesta 3
dólares por millón de BTU, el GNL llega a costar cinco veces más. "El gas del pre-sal aún está distante y podrá
ser caro, porque está en locales distantes de la costa brasileña, lo que
aumenta el coste de transporte y explotación, pero el gas no convencional podrá
salir a precios mucho más competitivos", dijo el presidente de la Empresa
de Investigaciones Energéticas (EPE), Mauricio Tolmasquim.
En relación a los potenciales
interesados en esa ronda de gas no convencional, el secretario Martins Almeida
dijo que la Petrobras podría ser uno de ellos. "Petrobras puede participar, pero no creo que ella tenga el mismo
interés que tendrá en las otras dos rondas, porque lo retorno en la explotación
en aguas ultra-profundas, donde ella es líder en el mundo, es mucho mayor."
La 11ª licitación de concesión de
bloques de explotación deberá ser realizada en 14 y 15 de mayo, con la firma de
los contratos prevista para agosto. El plazo final para que las empresas se
habiliten en la ronda expira en 26 de marzo. Serán ofertados 289 bloques en 13
cuencas sedimentarias. "Una parte de
los bloques ofertados está en el margen ecuatorial brasileña, una región que
atrae el inversor, porque en el margen opuesto, en la región ecuatorial de
África, fueron hechas grandes explotaciones", afirmó Almeida.
En 28 de noviembre, está prevista
la realización de la primera subasta de bloques localizados en la región de la
capa pre-sal. Los edictos deberán ser publicados en julio. Petrobras tendrá que tener participación
mínima del 30% en los bloques. "Las
tres mayores descubrimientos de los últimos 20 años en el mundo fueron en la
Cuenca de Santos en el pre-sal, lo que muestra el potencial", dijo el
secretario. Hasta el momento, se estima en la región un volumen de 27,5
billones a 35 billones de barriles de óleo equivalente. "Eso puede ser más que el doble de las
reservas del país", destacó. El área a ser subastada puede comprender
155 mil kilómetros cuadrados. Aún están siendo definidos por el gobierno los
bloques a que sean subastados.
Petrobras y las
dificultades del comienzo del año
El resultado de Petrobras en 2012
muestra las consecuencias de la arriesgada administración de la compañía en la
gestión de los antecesores de Gracia Foster y el uso político de la empresa. No
por casualidad, los analistas aumentaron su nivel de alerta en relación a la
estatal. Hay quien vea necesidad de nueva capitalización, lo que la presidenta
de Petrobras, Gracia Foster, negó. Emerson Leite, jefe del área de análisis de
acciones del Credit Suisse, llamó la atención
al hecho de que el actual apalancamiento estar en 2,7 veces el Ebtida o
un 30% en el indicador usado por la empresa. Antes de la capitalización, en
2010, esos indicadores estaban en 1,6 veces y un 34%.
En la conferencia con la
dirección de Petrobras, Leite afirmó que
veía un empeoramiento de la gobernación de la compañía traducida en parte por
el cambio en la forma de pagar dividendos. En el informe, el Credit Suisse
afirma que las dificultades financieras pueden llevar a la estatal a revisitar
algunos pilares de la colocación de capital, entre ellos la no emisión de
acciones para financiar las inversiones previstas en el plan de negocios. Y
explica las razones: desde la capitalización
Petrobras genera 14 billones de reales a menos por año (tomándose por
base el Ebtida del segundo trimestre de 2010), invierte 5 billones de reales
adicionales por año y sólo tiene 24 billones de reales de más en caja en
relación a lo que tenía poco antes de la capitalización. En el sector de
petróleo, las consecuencias de políticas de inversiones, correctas o no, tiendo
reservas o no, vienen en plazo más largo. La compañía invirtió mucho en la
explotación del pre-sal a partir de 2007 y ese coste está viniendo ahora, con
la baja de pozos secos o sub comerciales de 7 billones de reales en 2012,
siendo que están previstos otros 6 billones de reales en 2013.
El enfoco en el pre-sal trajo
como consecuencias la caída de la eficiencia operacional de la Cuenca de
Campos, de más importante del país, y la aceleración de las inversiones en
nuevas refinerías contando con enormes excedentes que aún no aparecieron (al
contrario, el país volvió a importar petróleo). La factura está siendo pagada
con caída de la producción y de los ingresos y aumento de las inversiones. Para
empeorar, Petrobras está viviendo una situación inusitada: pierde siempre que
aumenta el consumo de los productos que vende. Por eso, no es sorprendida que
el perjuicio de 22,9 billones de reales del área de Abastecimiento, responsable
por lo refinación e importación de derivados, haya sido mayor que el ingreso de
21,182 billones de reales de la estatal en 2012.
Sobre precios, Gracia garantizó sólo que va a continuar recogiendo con los
accionistas (dígase el gobierno) la convergencia de los precios. Los números
muestran que en 2012 la estatal aumentó un 5% la producción de derivados en sus
refinerías, lo que no fue suficiente para suplir el aumento promedio del 7% en
las ventas de combustibles. La mayor parte de ese crecimiento de la demanda fue
por gasolina y diesel, justo los que necesitaron de más importaciones a precios
subsidiados. Y cuando vinieron los aumentos - tres del diesel, que subió un
16,1% en los últimos ocho meses, y dos en la gasolina (alza del 14,9%) - la
devaluación del 17% del real frente al Brent trajo el desequilibrio de vuelta.
La empresa cerró 2012 con déficit de 231 mil barriles/día entre producción y
venta de derivados, casi el doble del verificado en 2011. Están previstas para
2013 más importaciones de gasolina, a pesar del alza del contenido de alcohol.
La deuda subió de 103 billones
dólares a 147,8 billones de dólares, lo que aumentó el apalancamiento, tanto la
medida en relación al Ebtida cuanto a la relación usada por la propia empresa,
que considera la deuda líquida dividida por la deuda líquida sumada al
patrimonio. Los dos indicadores se aproximan peligrosamente de la meta que ella
misma impuso como patrón saludable de endeudamiento. Pero la Petrobras prevé
inversión de R$ 97,6 billones en 2013 sin garantizar que será autorizada a
hacer nuevos reajustes."Lo que
nosotros trabajamos es por la convergencia de los precios. Si hay una
diferencia del 17% por cuenta del cambio, es natural y un deber de la compañía
mostrar para nuestros consejeros esa divergencia", dijo Gracia.
Para retener más 3,5 billones de
reales en la caja para inversiones Petrobras cambió su política de dividendos
practicada desde 1999. Los accionistas detentores de acciones ordinarias van a
recibir dividendos mínimos de sólo 0,47 reales por acción (contra 0,96 de
relaes para las preferentes). Antes el tratamiento era igualitario. Delante de
tantos problemas, uno de los pocos puntos positivos de la entrevista de la
presidente de Petrobras fue la franqueza
al hablar sobre los desafíos de la compañía. Gracia admitió inmediatamente en
el inicio que 2013 será un año difícil, principalmente el primer semestre,
cuando la compañía va a continuar con problemas en la producción debido a
paradas programadas de plataformas. Solamente en el segundo semestre comienzan
a hacer diferencia las seis nuevas plataformas previstas para entrar en
producción al largo de 2013 que van a garantizar el aumento de la producción a partir
de 2014. Para 2013, la previsión es de nuevo de la meta del 2% arriba o abajo
de la producción del año pasado (de 1,980 millón de barriles/día), con más
posibilidad de quedarse próximo a lo piso, adelantó Gracia.
"Fue un año difícil [refiriéndose al año pasado]. 2013 será más difícil aún, en ese primer
semestre especialmente", dijo Gracia. A pesar de todas las
dificultades la ejecutiva que fue celebrada por el mercado reafirmó su
confianza de que Petrobras va a doblar
de tamaño en 2020.En abril Petrobras espera recibir las propuestas por los
activos de explotación, producción y refinación en Asia, África, Estados Unidos
y Brasil. La compañía espera obtener 14,8 billones de dólares con
desinversiones, incluyendo desbloqueo de dinero dado en garantía (como 4,5
billones de reales a la Petros).
Gracia Foster no entró en detalles pero es correcto
que están en la lista la refinería de Okinawa, en Japón, y hasta los campos de
Cascade y Chinook, en el Golfo de México americano. Ya la refinería de
Pasadena, en Texas, cuyos precios de adquisición están siendo investigados por
el Tribunal de Cuentas de la Unión, debe quedarse de fuera en el primer
momento. "Tenemos un plan de
recuperación de Pasadena para valorar el activo. Tenemos algunos proyectos que
están siendo hechos a lo largo de este año. Ya vienen siendo hechos, ya está yo
creo que en la tercera versión, pero tiene que mejorar aún mucho más para que
la gente pueda pasar a revertir ese resultado y mantener Pasadena en el
desinversión".
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