De acuerdo con las proyecciones de la Agencia Internacional de la Energía, hacia 2035 Brasil se convertirá en el sexto productor mundial de petróleo, triplicando su producción actual de crudo. La clave de este espectacular crecimiento está en el denominado “polígono del pre-sal”, para cuya explotación el Gobierno adoptó el modelo de “producción compartida” con participación mayoritaria de Petrobras en los diferentes consorcios operadores.

El hallazgo en noviembre de 2007 de grandes volúmenes de petróleo debajo de la capa de sal del área Tupí –rebautizada posteriormente como “Lula”– marcó un punto de inflexión en la historia hidrocarburífera de Brasil. Significó la coronación de décadas de inversiones y desarrollos tecnológicos que permitieron hacer realidad la explotación comercial de este tipo de recursos situados en su plataforma continental. “Los astros se están alineando a favor del país”, aseguró el analista John Robinson West, fundador y CEO de la consultora PFC Energy, quien enfatizó que Brasil está listo para “reforzar su posición como líder en tecnología de aguas profundas” y convertirse en “un importante productor de petróleo”.

Confirmando esas grandes expectativas, el economista jefe de la Agencia Internacional de Energía (AIE), Fatih Birol, afirmó que “Brasil será el tercer país más importante en términos de crecimiento de oferta hasta 2035, por detrás solo de Arabia Saudita y de Irak”. Esas excelentes perspectivas fueron confirmadas en el reciente informe World Energy Outlook 2013 elaborado por la AIE, donde se señala que gracias a los recientes descubrimientos offshore la producción de crudo del país se triplicará hasta alcanzar los seis millones de barriles diarios de crudo en 2035, lo que “supondrá un tercio del incremento neto de la producción mundial de petróleo y convertirá a Brasil en el sexto mayor productor del mundo”.

EL PROTAGONISMO DEL PRE-SAL

La principal causa de este optimismo es el célebre “pre-sal”, un intervalo de rocas que se extiende por debajo de una extensa capa de sal en la costa brasileña, que en determinadas áreas posee espesores de hasta 2000 metros. “La distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo por debajo de la capa de sal puede llegar a más de 7000 metros”, especifica Petrobras, cuyos mayores descubrimientos tuvieron lugar en el denominado “polígono del pre-sal”, un área de 149.000 kilómetros cuadrados distribuidos entre las cuencas de Santos, Campos y Espíritu Santo, Según información de la empresa, entre 2006 y 2012 se perforaron 37 pozos exploratorios en el pre-sal de la Cuenca de Santos, la más promisoria, con un índice de éxito superior al 90 por ciento. Al considerar toda la denominada “provincia del pre-sal”, el índice de éxito en la actividad exploratoria supera el 80 por ciento y el número de pozos perforados hasta el año pasado llegó a 80.

De acuerdo con la última información brindada por la empresa, durante el pasado mes de septiembre, el nivel promedio de extracción de petróleo del pre-sal se situó en torno a los 326.800 barriles diarios, lo que representó el 16,5 por ciento del volumen total producido en los campos operados por la compañía, que alcanzó los 1,97 millones de barriles diarios. Según vaticinó Maria das Graças Silva Forster, presidenta de Petrobras, el pre-sal tiene el potencial de duplicar las reservas de la compañía y debería ser responsable de al menos el 50 por ciento de la producción de crudo del país en el año 2050.

EL NUEVO MARCO REGULATORIO

En 2008, Lula encargó a una comisión interministerial el estudio de un esquema que permitiese al Estado brasileño aumentar su porción en la apropiación de la renta petrolera. Así fue como el Poder Ejecutivo decidió someter al Congreso la propuesta de un nuevo marco regulatorio, adoptando el denominado régimen de “producción compartida” –partilha de produção, en portugués– en aquellos bloques que aún no habían sido licitados bajo el régimen de concesiones petroleras. Con el nuevo régimen, el Estado y las empresas operadoras dividen el volumen de producción de los campos petroleros. Al realizarse la licitación de un área, el consorcio debe ofertar al Estado un porcentaje de crudo excedente, que es el factor determinante en el resultado de la adjudicación por parte de la Administración Nacional del Petróleo (ANP).

De esta forma, el riesgo exploratorio es asumido por las empresas, así como la tecnología, los recursos materiales y el personal involucrado en estas actividades. El Estado se asegura, a través de Petrobras, una participación mínima del 30 por ciento en cada uno de los consorcios que se conformen, sin perjuicio de que esta compañía pueda aumentar su porcentaje a partir de acuerdos con sus socias. Se crea además una segunda empresa pública, Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), cuyas funciones centrales son representar al Estado en los consorcios operadores; monitorear y auditar las inversiones comprometidas; y gestionar los contratos de comercialización del petróleo y el gas natural producidos en la parte correspondiente al Estado.

¿Cuál es el razonamiento de los defensores de este nuevo esquema regulatorio? Se argumenta que la posibilidad de éxito en la extracción de petróleo en este tipo de yacimientos es alta, por lo que “la perspectiva es que la iniciativa privada se interese en participar de la exploración y, una vez cubiertos los costos y las inversiones, reciba un excedente en petróleo, según las cláusulas definidas por el contrato”. El Gobierno aplicará este esquema no solo al pre-sal, sino también a otras “áreas estratégicas” con características similares, es decir, campos petroleros que presenten bajo riesgo exploratorio y alto potencial productivo. “Al conservar la propiedad del petróleo, el Gobierno ejercerá un mayor control sobre la producción”, sintetiza Lobão, quien ha mantenido su cargo con el paso de la administración Lula a la gestión de Dilma Rousseff.

En los círculos académicos brasileños no todos coinciden con la visión del Gobierno. El director del Centro Brasileño de Infraestructura (CBIE), Adriano Pires, considera que el nuevo marco regulatorio implica un retroceso, al alterar la necesaria estabilidad de las reglas de juego y la igualdad de condiciones de todas las empresas, desde el momento que se garantiza a Petrobras una participación mínima y la condición de operadora en todos los consorcios que se conformen bajo el nuevo esquema. Este analista opina que, en las condiciones actuales, el futuro de Petrobras está más cerca de una PDVSA que de una petrolera que tenga por objetivos la rentabilidad, el direccionamiento de las inversiones y el respeto del accionista minoritario. “Manteniendo el control del Gobierno sobre la empresa, es imposible garantizar el aumento de la producción, el mantenimiento de la posición de liderazgo en tecnología de aguas profundas y el logro de buenos resultados”, añade Pires.

Al explicar la decisión del Gobierno, el ministro de Minas y Energía, Edison Lobão, recordó que el esquema elegido es el mismo que utilizan los seis mayores países petroleros del planeta, a saber: Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait, Venezuela y los Emiratos Árabes Unidos. Sin embargo, Pires prefiere citar el caso de otros dos grandes actores de esta industria, EE. UU. y Canadá, ubicados respectivamente en el undécimo y duodécimo lugar considerando las reservas certificadas de petróleo, donde la revolución del shale y el boom de las oil sands, respectivamente, han sido consecuencia de la iniciativa privada, sin que el Estado interviniese en la operación o el direccionamiento de las inversiones.

LOS ECOS DE LA PRIMERA LICITACIÓN

En octubre pasado tuvo lugar la primera licitación en el pre-sal bajo el nuevo régimen de “producción compartida”. El proceso conducido por la Administración Nacional del Petróleo (ANP) concluyó con la adjudicación del área Libra a un consorcio conformado por Petrobras (40 por ciento), Shell (20 por ciento), Total (20 por ciento) y las estatales chinas CNOOC (10 por ciento) y CNPC (10 por ciento), que ofertó al Estado un excedente de petróleo del 41,65 por ciento. La presidenta Dilma Rousseff  destacó que “el 85 por ciento de la renta producida en el campo Libra va a pertenecer al Estado brasileño y a Petrobras”, sin que ello perjudique a las empresas privadas, las cuales –subrayó la mandataria– “también se verán beneficiadas, pues al producir esa riqueza van a obtener significativos lucros, compatibles con el riesgo asumido y con las inversiones que realizarán en el país”.

En la vereda de enfrente se encuentran tanto los sectores liberales, con los argumentos que repasamos anteriormente en boca de Adriano Pires, como los defensores del monopolio estatal de los recursos estratégicos del pre-sal. Entre estos últimos se encuentra Ildo Sauer, exdirector de Gas y Energía de Petrobras y actual titular del Instituto de Energía y Ambiente de la Universidad de San Pablo (USP), quien entiende que Brasil está resignando soberanía sobre sus recursos petroleros. “Una nación que entrega su petróleo no vela por su futuro”, manifiesta Sauer, sin cortapisas, un argumento compartido por los principales sindicatos petroleros, que no dudaron en recurrir a medidas de fuerza para resistir lo que calificaron como una “privatización encubierta”.

Nos encontramos apenas en el comienzo de una nueva era para Brasil. Nadie duda de que las enormes reservas petroleras del pre-sal abren grandes perspectivas para la séptima economía del mundo. El debate se centra en cuál es el mejor modo de aprovechar esta bendición de la naturaleza y cómo garantizar al Estado la obtención de recursos que deberían aplicarse a inversiones sociales, que siguen siendo la mayor deuda pendiente del gigante sudamericano.

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Mariano Roca
Periodista y Licenciado en Ciencias de la Comunicación (UBA). Se desempeña desde 2006 como integrante de la redacción de la revista DEF y ha colaborado con distintos proyectos editoriales en TAEDA.