Después de la creación de la empresa estatal Petrobras en 1953, Brasil experimentó más de 40 años de monopolio en la exploración y producción de petróleo y gas. Posteriormente, Brasil ha enfrentado cambios importantes en su sistema regulatorio durante las últimas dos décadas.
A raíz de los descubrimientos en el área presal a partir de 2006, se desarrolló un nuevo marco regulatorio que entró en vigencia en 2010, buscando hacer frente a las peculiaridades y desafíos de este nuevo paradigma exploratorio.
En 2016, la Ley 13,365 flexibilizó las regulaciones en E&P del presal, permitiendo a Petrobras tener el derecho, pero no la obligación de ser el operador de todos los bloques en el área.
Como resultado, Brasil actualmente ofrece un sistema regulatorio híbrido para abordar las especificidades de los diferentes perfiles de riesgo y rentabilidad de las áreas exploratorias, que comprende acuerdos de producción compartida (Production Sharing Agreements – PSA) para áreas presal y estratégicas, el Acuerdo de Transferencia de Derechos que cubre siete bloques en el área de presal; y un modelo basado en concesiones para las áreas restantes.
La continua evolución y maduración del sistema regulador de petróleo y gas del país es una condición previa para que el país se beneficie de su dotación de recursos naturales.
Sin embargo, recientemente los productores de petróleo de Brasil han estado presionando para poner fin a los Contratos de Producción Compartida. Los ejecutivos de Petrobras, Shell, Equinor, BP, Total y Chevron, entre otros, dicen que el movimiento hacia un modelo de concesión unificada es ahora necesario para competir exitosamente por las inversiones requeridas.
Brasil debe dejar de lado los términos de participación compartida en la producción para el área de presal a favor de un modelo de concesión para hacer sostenible la inversión offshore.
El método actual de acuerdos de producción compartida
Desde el año 2010 el modelo de Acuerdos de Producción Compartida (APC) de Brasil otorga áreas dentro del polígono pre-sal basado en el mayor porcentaje de ganancias de petróleo (producción total menos costos) compartido con el gobierno federal, que está representado en consorcios por la empresa estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA). La empresa PPSA audita los costos y tiene el poder de vetar los planes de desarrollo, pero no posee capital.
El presidente ejecutivo de Petrobras, Roberto Castello Branco, dice que la prolífica geología de Brasil ya no es suficiente para atraer inversores. El régimen actual compartido es muy desventajoso desde un punto de vista económico, ya que da a las empresas el estímulo equivocado: en lugar de maximizar la eficiencia, el objetivo es incrementar los costos para reducir los impuestos sobre las ganancias.
El papel de PPSA de determinar efectivamente el retorno del capital es un desincentivo para los inversores, dijo Castello Branco en el seminario web, que fue patrocinado por la universidad brasileña FGV.
Shell Brasil, el segundo mayor productor del país después de Petrobras, dijo que el gobierno tiene que hacer ajustes para atraer a las empresas a las subastas upstream, pero también se necesitan cambios para mejorar las condiciones en la fase de exploración de los bloques adjudicados durante los últimos rondas de licencias.
Con respecto a las subastas futuras, el presidente de Shell Brasil, Andre Araujo, manifestó que ya ha hablado abiertamente a favor de un régimen único de modelo de concesión para futuros contratos. Pero es importante recordar que un cambio en los regímenes no necesariamente significa un retorno de las inversiones. Los contratos de concesión también tienen que ser atractivos económicamente.
Figura 1. El polígono de presal y las empresas que participan en la exploración
Las rondas de subastas que no dieron buenos resultados
La complejidad regulatoria y los costos disuadieron a Shell y sus pares a participar en dos rondas de subastas en el área de presal llevadas a cabo en noviembre de 2019, de este modo terminó un periodo de éxitos continuos durante 2 años que logró reanimar el sector después del colapso del precio del petróleo en 2014.
Para 2020, Brasil ha suspendido una ronda de concesiones y una oferta presal previstas, pero todavía está planeando una subasta en junio de 2021 de dos áreas que no se adjudicaron en la subasta de Transferencia de Derechos del año pasado.
El gobierno ha priorizado un proyecto de ley que permitiría ofrecer algunas áreas en el polígono presal bajo el contrato modelo de concesión. Pero el progreso en la propuesta se ha estancado a medida que el país lidia con la pandemia aunado a varios escándalos que han sacudido la presidencia de la nación, que ha otorgado una amplia autoridad al ministro de economía pro mercado.
El ministro de Minas y Energía, Bento Albuquerque, habló recientemente a favor de un modelo de contrato simplificado, pero el congreso ha mostrado poco interés en acelerar el cambio, en parte debido a las implicaciones para el apoyo político y los ingresos fiscales locales. Los ingresos de los APC originalmente estaban destinados a financiar la educación brasileña.
Te puede interesar:
- Australia desbloquea nuevas áreas de exploración de gas natural
- El petróleo cae por temor a lenta recuperación económica de China
- Empresas de combustibles fósiles: ¿valdrá la pena el rescate?
