PRE-SAL

ENTENDIENDO EL PRE-SAL
Los recientes hallazgos de Petrobras y de otras empresas en la región del Pre-Sal,
ubicada en la plataforma continental brasileña, pueden representar reservas superiores a 50
mil millones de barriles de petróleo, volumen cuatro veces mayor que las actuales reservas
nacionales, que son de cerca de 14 mil millones de barriles.
En esa región deben existir grandes reservatorios de petróleo y gas natural ubicados
abajo de capas salinas que se extienden por 800 kilómetros de largo de la costa brasileña del litoral de la provincia de Espírito Santo hasta lo de Santa Catarina - y por hasta 200
kilómetros de anchura.
Estimase que el área total del Pre-Sal sea de 122 mil kilómetros cuadrados. De ese
total, 41 mil kilómetros cuadrados ya fueron objeto de concesión y 71 mil kilómetros
cuadrados aún no fueron licitados.
El petróleo del Pre-Sal es de buena calidad, pero está almacenado en reservatorios
localizados en regiones de gran hondura marítima y debajo de espesas capas de sal, lo que
exigirá grandes inversiones.
Desde 2006, Petrobras horadó 11 pozos en la Bacía de Santos. Todos esas pozos
resultaron en hallazgos, o sea, la tasa de éxito fue del 100%. Apenas en los prospectos de
Tupi e Iara, ubicados en el bloque BM-S-11, Petrobras estimó la existencia de 8 a 12 mil
millones de barriles de petróleo recuperable. Ese bloque puede casi que doblar las actuales
reservas brasileñas.
MODELOS DE EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
Opciones básicas
Los gobiernos tienen dos opciones básicas para promover la exploración de
petróleo y gas natural:
1a) crear una empresa estatal para realizar la pesquisa y la preparación, como en México,
Arabia Saudí y Omán;
2a) celebrar contratos con empresas estatales o privadas, como en Brasil, Reino Unido y
Canadá;
Es posible, también, combinar la 1a y la 2a opciones, como en el Kazajstán y Nigeria.
Tipos de contrato
Los tipos de contrato (concesión, régimen de producción compartida, joint venture
o servicios) varían mucho en razón de como los resultados son divididos y como los costes
son tratados. En general, el gran nivel de incertidumbre acerca de las posibles reservas, de
los costes de producción y de los precios futuros del petróleo tienden a afectar las
negociaciones. Cada forma contractual tiene sus ventajas y desventajas, que serán
analizadas a continuación.
Se destaque que en el modelo de régimen de producción compartida el estado
puede quedarse con la mayor parte de la producción sin correr ningún riesgo (Bindemann,
1999).
1 Concesión
Los contratos de concesión garantizan derechos exclusivos para pesquisa,
preparación y comercialización del petróleo extraído de una determinada área por un
determinado período de tiempo. Las compañías competen por las áreas por medio del pago
de bono a los gobiernos.
En el modelo de concesión, si la producción comercial ocurre, serán pagas
compensaciones financieras para el estado, normalmente llamadas de royalties, conforme
establecido en el contrato. Esas compensaciones financieras pueden tener como base de
cálculo la receta bruta o la receta líquida.
Todos los riesgos del desarrollo, incluso los costes de exploración, son de
responsabilidad del vencedor de la licitación.
La principal desventaja de ese tipo de contrato es comercial. Normalmente, hay una
falta de adecuado conocimiento sobre el potencial de una área a ser concedida, pues las
exploraciones sísmicas tienden a ser parciales. Si el conocimiento del área es incompleto, el
gobierno corre el riesgo de no maximizar su retorno.
2 Régimen de producción compartida
En el modelo de régimen de producción compartida, el estado mantiene la
propiedad del petróleo y negocia un sistema de división del resultado. Sino que acordado
de otra forma, los gobiernos reciben los resultados sin tener que hacer cualquiera inversión,
pues generalmente el gobierno tiene el coste de su contribución inicial cargado por las
empresas. Ese coste de carga es pago a las empresas con los resultados futuros del
gobierno.
A pesar de la propiedad del petróleo ser del estado, las empresas asumen los
riesgos. Sin embargo, el estado también puede asumir riesgo si admite que parte de su
resultado sea utilizado en el desarrollo del área.
1
Mientras, las empresas tienen el derecho de recobrar sus costes de inversiones y de
operación y mantenimiento. En general, los costes de inversión son recobrados a lo largo
de un determinado número de años y los costes de operación y mantenimiento son
recobrados en el año en el que ellos ocurren.
La complejidad de un contrato de régimen de producción compartida del hito legal
del país. Si el país determina las reglas básicas de los contratos en ley, los contratos se
vuelven más simples, pues la mayor parte de las cuestiones ya está abarcada por la propia
ley. La previsión en ley de los términos de un contrato de régimen de producción
compartida ofrece mayor seguridad a las empresas. Eso fue lo que ocurrió en el Azerbaiyán
y en otras ex repúblicas soviéticas. Sin embargo, eso torna el contrato bastante inflexible,
pues solamente puede ser cambiado por el Parlamento.
3 Joint ventures
Al contrario de lo que ocurre con el contrato de concesión y de régimen de
producción compartida, no existe una definición internacionalmente establecida para los
contratos llamados de joint ventures.
Un contrato de joint venture simplemente establece que dos o más partes desean
formar una “unión” claramente establecida. Debido a que su “apertura”, las joint ventures
son menos comunes que los contratos de concesión y de régimen de producción
compartida. La principal característica de las joint ventures es que los costes y, generalmente,
los riesgos son compartidos.
Y como los riesgos y los costes son compartidos, el gobierno es un responsable
franco por la exploración del petróleo y del gas natural, volviéndose un potencial agente de
daños, incluso ambientales.
4 Servicios
Existen dos tipos de contrato de servicios: uno de prestación y otro de riesgo. En el
contrato de prestación de servicios, las empresas son contratadas para hacer viable la
exploración del campo, sin embargo todo el petróleo producido es de propiedad del estado.
Cuando el contrato sea de riesgo, la empresa realiza todas las inversiones para, después, ser
resarcida por la producción del campo. La empresa puede recibir por los servicios
prestados tanto dinero cuanto petróleo, según dispuesto en el contrato. Actualmente, los
contratos de servicio están siendo mucho poco utilizados.
Riesgos y recompensas
Los riesgos y las recompensas de los principales tipos de contrato utilizados en la
industria petrolífera son muy diferentes, según mostrado en la Tabla 1 abajo.
2
Tabla 1 - Riesgos y recompensas.
Contrato
Empresa
y
Gobierno
Situación en la que
predomina
Concesión
Todo riesgo
recompensa
gran Recompensa es función Países con baja relación
de la producción y del entre reservas y
precio
consumo, y alto riesgo
exploratorio
Régimen de producción
compartida
Riesgo exploratorio y Ningún riesgo y parte de Países de grandes
parte de la producción
la producción
reservas y de bajo riesgo
exploratorio, como en
Brasil después del
hallazgo del Pre-Sal
Contrato de prestación
de servicio
Ningún riesgo
Joint Venture
Parcela en el riesgo y Parcela en el riesgo y Noruega adopta, en las
parte de la producción
parte de la producción
áreas estratégicas,
contratos semejantes a
joint ventures desde
permisos exploratorios
Todo el riesgo
Países con grandes
reservas, bajo riesgo
exploratorio y requete
bajos costes de
producción
Es importante registrar que muchos países adoptan modelos mezclados.
La Tabla 2 muestra los tipos de contrato utilizados por diversos países (Azevedo,
2008).
Tabla 2 - Tipos de contrato en diversos países.
3
PETROBRAS Y El PRE-SAL
Petrobras fue instituida por la Ley 2.004, de 3 de octubre de 1953, y a ella fue
garantizado el monopolio de las actividades de exploración y producción de petróleo.
Solamente desde 1997, otras compañías extranjeras o nacionales pasaron a tener
participación en las actividades de pesquisa y preparación de petróleo en Brasil.
Petrobras, a pesar de ser una empresa estatal, tiene 60% de su capital social de la Petrobras
en manos privadas.
En el Plan de Negocios para el período de 2009 a 2013, Petrobras anunció que US$
104 mil millones serán invertidos en la exploración y desarrollo de áreas ya licitadas. En ese
período, US$ 28 mil millones serán aplicados en áreas del Pre-Sal. El total de las
inversiones de Petrobras será de US$ 174,4 mil millones en los próximos cinco años.
Producción
Petrobras estima que, en 2013, la región del Pre-Sal ya estará produciendo 219 mil
barriles de petróleo por día. En 2020, la empresa y sus compañeros deberán producir 1,8
millón de barriles por día en el Pre-Sal. Apenas en el desarrollo de la producción del PreSal, la estatal estima invertir, de 2009 a 2020, US$ 111 mil millones.
Actualmente, la producción de la Petrobras es de 2,7 millones de barriles de
petróleo equivalente por día, sumándose la producción de petróleo y gas en Brasil y en el
exterior. En 2020, Petrobras estima que su producción total será de 5,7 millones de barriles
diarios de petróleo equivalente. En 12 años, la empresa más que duplicará su producción
(Azevedo, 2009).
Inversiones
Mismo sin contar las áreas del Pre-Sal aún no licitadas, Petrobras ya tiene por tanto
por la frente grandes inversiones a ser hechas. Esas inversiones contarán con recursos
propios y de terceros. El Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES)
deberá ser importante fuente de recursos para las inversiones de Petrobras tanto en la
producción cuanto en el refino del petróleo del Pre-Sal.
En el día 30 de julio de 2009, BNDES y Petrobras firmaron contrato de
financiación en el valor de R$ 25 mil millones. Ésa fue la mayor operación de financiación
ya contratada por BNDES. La operación es pionera también por sus características
financieras. Se trata de la primera financiación del Banco a ser liquidado en títulos de
gobierno. Para eso, BNDES captó, junto al Tesoro Nacional, R$ 25 mil millones en títulos
públicos, que serán repasados a empresas del grupo Petrobras.
4
Para garantizar el actual plan de negocios de Petrobras con relación a la exploración
de las áreas ya concedidas y al aumento del parque de refino, se debe buscar todo el tipo de
apoyo de la Unión, aun cuando eso represente el aumento de la deuda pública federal. Sin
embargo, la exploración de áreas aún no licitadas debe ser recapacitada, de modo que ellas
sean fuente de receta y no de gasto.
Tiempo es dinero
Si Brasil no explora el Pre-Sal en las próximas cuatro o cinco décadas, se corre el
riesgo de que gran parte del petróleo recuperable de esa provincia nunca sea producido. Y
las recetas del estado advenidas de la exploración del Pre-Sal son urgentes, pues Brasil aún
lucha contra problemas como la pobreza extrema, la desigualdad y el analfabetismo
funcional.
En el actual cuadro de cambios climáticos es probable que de aquí a 50 años el
petróleo pierda valor, pues el planeta ya muestra claras señales de la agravación del efecto
estufa. Además, nuevas tecnologías están siendo desarrolladas. El paradigma energético del
sector de transporte de cargas y de pasajeros basado en camiones y coches movidos a
derivados del petróleo debe cambiar en las próximas décadas.
Si Brasil opta, de hecho, por una participación mínima del 30% de Petrobras en
todas las áreas del Pre-Sal aún no licitadas, el ritmo de exploración de la región podrá ser
limitado por la capacidad de inversión de la empresa, lo que puede significar un menor
aumento en las recetas potenciales del estado.
Según montadoras de vehículos, en 2025, 30% de los nuevos coches podrán ser
eléctricos. Si ocurrir inversiones pesadas de Estados Unidos y Europa en nuevas
tecnologías, la importancia del petróleo en el sector de transportes podrá ser reducida.
Así, bajo lo más absoluto control del estado, empresas internacionales deben ser
atraídas, de modo que el ritmo de exploración de la región de Pre-Sal brasileña sea
acelerado y que diferentes ideas y conceptos puedan ser aplicados. Se registre que el capital
y la tecnología de esas empresas para exploración petrolífera están siendo atraídos por
países como Angola y Noruega.
NUEVO HITO LEGAL
Esas circunstancias apuntan para la conveniencia de la institución de un nuevo hito
legal, en el cual el petróleo y el gas natural puedan ser explorados directamente por la
Unión, permitida la contratación de servicios, por contratos de concesión o por contratos
de régimen de producción compartida.
5
En el nuevo contexto traído por los hallazgos ocurridos en el Pre-Sal, el actual
modelo de pesquisa y preparación de petróleo, dispuesto en la Ley nº 9.478/1997, necesita
ser reevaluado, pues, actualmente, el modelo de concesión es único instrumento para
explorarse y producir petróleo y gas natural en Brasil. La Ley actual limita el ejercicio del
monopolio constitucional, previsto en el art. 177 de la Constitución Federal, pues obliga la
Unión a firmar contratos de concesión para que se pueda explorar y producir petróleo o
gas natural en Brasil.
Así, la Ley nº 9.478/1997 necesita ser flexibilizada de modo a permitir que la
Unión pueda celebrar contratos de servicio y, principalmente, contratos de régimen de
producción compartida, que son muy adecuados a los países en desarrollo detenedores de
grandes reservas y donde el riesgo exploratorio es bajo, como en la región del Pre-Sal.
Contratos de régimen de producción compartida
La gran ventaja de los contratos de régimen de producción compartida con relación
a los contratos de servicio es que toda la inversión y todo el riesgo caben a la empresa
petrolífera, y no al estado. De esa forma, la exploración petrolífera es apenas fuente de
receta, no representando ningún gasto para el estado.
En los contratos de régimen de producción compartida, la Unión celebraría
contratos con empresas estatales o privadas para la ejecución de las actividades de pesquisa
y preparación. Esas empresas y la Unión compartirían los resultados por medio de los
hidrocarburos producidos o de su valor monetario.
En la contratación de servicios, la propia Petrobras podría realizar actividades de
pesquisa y preparación de petróleo y gas natural, siendo remunerada por la Unión, en razón
de los trabajos prestados.
Individualización de la producción
Otra omisión de la Ley nº 9.478/1997 es que ella no dispone sobre la
individualización de la producción de campos que se extiendan de áreas licitadas por áreas
no licitadas. La Unión, como titular de derechos y obligaciones de áreas no licitadas, tiene
que participar de los acuerdos de individualización de la producción de campos que
extrapolen las áreas ya concedidas.
En ese caso, el nuevo hito legal debía prever la celebración de acuerdos para la
individualización de la producción entre la Unión y los detentadores de derechos y
obligaciones del área concedida.
6
Esos acuerdos y la celebración de contratos de régimen de producción compartida
pueden acelerar el ritmo de producción del Pre-Sal. Si Brasil no explora esa nueva región
petrolífera en las próximas cuatro o cinco décadas, se corre el riesgo de gran parte del
petróleo recuperable del Pre-Sal continuar allá enterrado para siempre.
Texto resumido desde la nota técnica “El Pre-Sal y el nuevo hito legal”, del
Consultor Legislativo Paulo César Ribeiro Lima, del Área XII (Recursos Minerales,
Hídricos y Energéticos), de la Consultoría Legislativa de la Cámara de los
Diputados
7