LIBRA, UNA SUBASTA ÚNICA

15.12.2013

Jean-Paul Prates

Rio de Janeiro

 

La Subasta de Libra no ha sido una subasta común. Se trata de una subasta única, especial. Normalmente, suelen ser subastadas áreas exploratorias, o sea, áreas donde aún se hará prospección sísmica y pozos exploratorios para realizar descubrimientos y, después, evaluarlos como comerciales o no. 

En el caso de Libra, lo que se ha subastado fue un prospecto conteniendo descubrimiento parcialmente evaluado como siendo de enorme magnitud. Es decir, la subasta de Libra, además de ser la primera del nuevo régimen reglamentario de reparto de producción, es también una subasta única, por proporcionar una reserva 'in situ', y no un área exploratoria apenas. 

HISTÓRICO
El prospecto de Libra fue descubierto en 2010 por el pozo 2-ANP-0002A-RJS, en el polígono del pre-sal de la Cuenca de Santos. Sucede que este pozo fue perforado en área no concedida (o sea, bajo la jurisdicción directa de la Agencia Nacional del Petróleo (ANP), que contrató servicios de Petrobras para encontrar reservas que podrían ser usadas a cambio de acciones de la compañía llamada cesión onerosa. Con eso, se convirtió en un verdadero anacoluto reglamentario, no sujeto ni al régimen de concesiones ni al nuevo, de reparto. Se trataba del prospecto petrolero más prometedor de la historia de Brasil sin marco legal o reglamentario. Por eso, el gobierno brasileño necesitaba sacarlo del limbo y reglamentar su situación, incluso con respecto a la alta inversión necesaria para desarrollarlo.

Además de eso, por ley, se trata de un proyecto que ya viene con el operador definido (empresa líder que ejecuta las operaciones): Petrobras. Eso fue lo que más atrajo el interés por parte de empresas estatales que son extensiones del gobierno de países que necesitan adquirir reservas alrededor del mundo: China, Japón, India, Malasia, por ejemplo. Para ellas, Libra es un proyecto perfecto para  participar: gran reserva y con un operador de primera obligado por ley a participar y a operar.


LA SUBASTA
Durante la fase de habilitación, ha sido una sorpresa la ausencia de algunas majors tradicionales. Probablemente a algunas empresas que responden apenas al mercado bursátil les habrá parecido difícil competir directamente contra gobiernos de países importadores. Otras, como Shell y Total, por ejemplo, consideraron interesante habilitarse para, eventualmente, entrar en sociedad con algunas de ellas. Fue lo que acabó ocurriendo. 

El único consorcio que presentó propuesta fue formado por las empresas Shell, Total, CNPC, CNOOC y Petrobras. De los 70% adquiridos por el consorcio, un 20% son de Shell y otros 20% de Total. CNPC y CNOOC tienen, cada una, 10%, así como Petrobras, que ya había asegurado el 30%. 

En la época de su descubrimiento, una firma consultora había hecho una estimación de hasta 15 mil millones de barriles recuperables. El volumen fue posteriormente reducido significativamente por la ANP, ante los nuevos datos. Con la perforación del pozo y datos de sísmica 3D, el volumen fue de nuevo elevado, para entre 8 y 12 mil millones de barriles. El mayor campo productor en Brasil, de Marlim, tiene 2 mil millones de barriles de petróleo recuperables. Las estimaciones de la ANP son de que, en su pico de producción, sean extraídos diariamente 1,4 millones de barriles de petróleo, alrededor de dos tercios del total de la producción actual de todos los campos del país (2 millones de barriles por día). 

Por el régimen de reparto, el consorcio tiene el derecho de recuperar los costos incurridos para colocar el campo en producción y compartir con el país (representado por la nueva estatal PPSA) el llamado "petróleo de lucro". Sumando la participación de Petrobras con la de PPSA en el petróleo de lucro, se puede afirmar que Brasil está quedando con el 81,65% del reparto del lucro del mayor campo de petróleo del país. Y todavía están las regalías, estimadas en 270 mil millones de reales a lo largo de los 35 años de su producción. Un cálculo superficial, sumando las regalías y el bono de firma pagado al contado con la estimación de valor para el petróleo que le tocará a Brasil, se llega 1 billón de reales de beneficio neto. 


GANADORES
Acerca de los ganadores, la gran sorpresa fue la francesa Total. Shell ya opera en Brasil tanto en tierra como en mar. En ocho campos Shell es el operador y en dos Petrobras es el operador y ella socia. Shell ya produce incluso en el pre-sal. Shell opera en BM-S-54 (pre-sal), Bijupirá, Salema, Parque das Conchas (BC-10), además de los cinco bloques en la Cuenca de São Francisco (onshore). En la 11ª ronda fue la 1ª en número de bloques adquiridos. Total es un conglomerado francés resultante de la fusión de las empresas Elf y Total (2000) con la belga Petrofina (1999). Su capital social es formado, entre otros, por fondos soberanos de China, Emiratos Árabes Unidos y Qatar. También es líder global en licuefacción de gas para envío a mercados distantes. La explicación para su participación tal vez esté en el hecho de que su producción está en absoluto retroceso en los últimos años. Con sus reservas concentradas en regiones en declive de producción como África (en su mayoría ex colonias), Mar del Norte, Rusia, Irán y antiguas repúblicas soviéticas, su producción global cayó en más de 20% entre 2007 y 2013. Analistas franceses se impresionan también con la explosión de los gastos en la empresa: en 2011 hubo alta del 72% (en un año), y de casi el 250% en los cuatro años anteriores. Por eso, la empresa ha intentado presentarse en nuevas regiones productoras como Libia, Irak y en las arenas
bituminosas de Canadá. Brasil está en el radar de Total como región petrolera emergente. 

Algunos esperaban que los chinos tuviesen mayor participación, incluso mayoritaria. Yo considero que el 20% de Libra es algo de magnitud muy significativa. Es un paso inicial bastante importante en la nueva estrategia china de hacerse presente en el petróleo brasileño. Quien piensa que los chinos se quedarán con apenas eso, se equivoca. Ésta es la entrada al noble grupo de participantes del mercado brasileño, el club del pre-sal. Clavando el pie en el principal consorcio, CNOOC y CNPC aprovecharán más participaciones en consorcios futuros, tanto en el pre-sal como en áreas marítimas convencionales (CNOOC) y hasta en tierra (CNPC). ¡Los que vivan, lo verán! 


AUSENTES
Sobre las ausentes, la joint venture chino-española RepsolSinopec desistió de participar momentos antes de la subasta, tal vez orientada por el propio gobierno chino a no molestar el otro consorcio, mucho mejor estructurado y negociado con las dos otras estatales chinas. Las demás empresas habilitadas no tenían condiciones de presentar propuestas solas (Ecopetrol colombiana, ONGC hindú y Petrogal portuguesa, ni aún Petronas (Malasia) y la japonesa Mitsui). Sería una gran sorpresa verlas bonificar solas tan significativa cantidad. 

Como muchas multinacionales de gran porte que ni siquiera se habilitaron, la noruega Statoil también decidió no participar de la subasta del Campo de Libra porque la cartera de la empresa ya está muy comprometida con activos en todo el mundo. La empresa tiene una actuación importante en Brasil, con participaciones en 13 bloques de exploración y producción en el país. La compañía opera el campo de Peregrino, en la Cuenca de Campos, donde tiene el 60% de participación. Los otros 40% son de la china Sinochem.


RETOS
El mayor reto del área del pre-sal brasileño es la logística, pues sus bloques se ubican entre 150 y 300 km distantes de la costa (Libra está a 183km, Tupi a 300km). Además de eso, la profundidad de la perforación y la gruesa camada de sal por ganar, a pesar de comprobadamente superables, siguen representando retos operacionales a cada campaña de perforación, y durante la producción. El petróleo del pre-sal es/será más caro que el "convencional", sobretodo si comparado a áreas en tierra en la península arábiga o mismo áreas offshore brasileñas ya exploradas. Pero para convertirse en proyecto antieconómico, ya va una distancia grande: el pre-sal brasileño solo necesita empezar a preocuparse si el precio del barril cae por debajo de los 30 dólares. Incluso con el shale gas norteamericano, siempre será necesario explorarlo, no apenas para complementar la demanda de otras regiones, como también para satisfacer la propia demanda brasileña y la petroquímica aún dependiente del petróleo en todo el mundo. 

Respecto a los cambios y ajustes para el futuro, el único que veo como candidato a ser considerado es la apertura de posibilidad de diversos operadores de Petrobras, aún así, con escrutinio de alto nivel sobre la capacidad técnica y financiera. Seguramente, a pesar de no ser irracional para Libra, tal limitación provocará incongruencias graves cuando, en el futuro, tengamos áreas (y no campos) del pre-sal subastados. Imagínese la situación de un bloque donde el consorcio ganador no contenga Petrobras o, peor, donde Petrobras ni siquiera considere válida la oferta y, aún así, ella lo tenga que operar en rebeldía de su interés en tal proyecto.


COMO FUNCIONA EL REPARTO
Antes incluso de comenzar a operar en el campo, la empresa ganadora tendrá que pagar un bono de firma (lo equivalente a la compra del derecho de explorar y producir en el campo) de R$ 15 mil millones. Pero la estimación de la ANP es que, cuando empiece a producir, Libra genere R$ 30 mil millones por año en participaciones gubernamentales (o sea, reparto de la producción y regalías) para la Unión, los estados y municipios. El Pre-Sal Petróleo (PPSA) tendrá el 50% del poder de voto en el Comité Operacional, mientras Petrobras tendrá un mínimo de 15% de los votos. De esta forma, el gobierno tendrá por lo menos el 65% del poder de voto en la gestión del área del pre-sal, con posibilidad de que este porcentaje crezca por si acaso Petrobras entre con participación en el consorcio por encima de lo mínimo exigido por ley. El consorcio ganador podrá recuperar mensualmente el costo en crudo (inversiones realizadas para explorar y desarrollar el área), respetando el límite de 50% del valor de la producción en los dos primeros años de producción y de 30% del valor de la producción en los años siguientes, para cada sistema productivo del bloque. Sin embargo, si los gastos no son recuperados en este período, habiendo necesidad, el consorcio podrá quedarse con el porcentaje de 50% del valor de la producción hasta que los respectivos gastos sean recuperados.

Las empresas que participen del consorcio de Libra podrán dar el destino que quieran al petróleo de su cuota en el reparto, quedando libres para exportarlo. Sin embargo, en situaciones de emergencia que puedan colocar en riesgo la  provisión nacional de petróleo, así como de sus derivados, la ANP podrá determinar al contratado que limite sus exportaciones.

Como expuesto, a pesar de haber sido usado como pretexto para todo tipo de exploración política oportunista, la subasta de Libra no ha representado cualquier entrega de reservas, y sí la venta de derechos sobre la producción de un campo que tendrá altos costos, retos tecnológicos y un enorme ingreso gubernamental resultante.