En esta ocasión, el Gobierno señala la realización de la segunda subasta de los Campos Atapu y Sépia, en forma de contrato de producción compartida, áreas que son excedentes del oneroso traspaso del presal, ubicado en la Cuenca de Santos, que es se espera que tenga lugar a mediados de diciembre de este año. Es importante recordar que en la subasta realizada en noviembre de 2019 se ofertaron las áreas antes mencionadas y no obtuvieron ninguna oferta.
Ahora, con el objetivo de asegurar la atracción de inversionistas, el Gobierno redujo el pago de R $ 26,23% mil millones a R $ 22,8 mil millones para el Campo Sépia y de R $ 27,88 mil millones a R $ 13,7 mil millones para el Campo Atapu. Lo mismo ocurrirá con las tarifas del bono por fichaje, en los campos Atapu y Sépia, que serán, respectivamente, R $ 4 mil millones y R $ 7,7 mil millones. La previsión de mantenimiento de estas tarifas, divulgada por el Ministerio de Minas y Energía y aprobada por el Consejo Nacional de Política Energética - CNPE, genera una expectativa de recaudación de R $ 11,1 mil millones, que serán transferidos de acuerdo con la ley a los estados. y condados. Sin embargo, cabe señalar que en la subasta de 2019, si bien hubo 14 empresas calificadas, solo Petrobras, en consorcio con otras empresas, ofreció una oferta por dos de los cuatro campos destacados.
Por tanto, a pesar del optimismo del Gobierno, otras externalidades podrían impactar el resultado de la subasta que se realizará en diciembre. En primer lugar, se observa que las características de las áreas ofertadas se dirigen a grandes empresas nacionales y extranjeras, si no las más grandes del mundo, considerando los altos costos de calificación y acreditación en la subasta así como para las actividades de desarrollo en los campos, no accesibles. para medianas empresas.
Por otro lado, para la subasta de este año, Petrobras ya dejó claro que pretende ejercer su derecho de preferencia y, por lo tanto, la tendencia es que las ofertas se presenten en consorcio con otras empresas, nada que impida, sin embargo, que dependiendo de la cartera de la empresa estatal, esto continuará en producción individual.
Es cierto que el escenario político-económico del país no está estimulando la entrada de nuevos inversionistas, principalmente por la pandemia que asola al país, si no al mundo entero. De hecho, desde hace casi un año y medio, la pandemia viene impactando las actividades económicas, generando inseguridad regulatoria y legal, aumentando el desempleo e incluso afectando la producción de bienes y servicios esenciales para el desarrollo de las actividades de exploración y producción.
Ante esto, vale la pena reflexionar sobre el futuro del sector petrolero en Brasil. Para ello, nos remontamos a 1998, bajo un marco legal moderno que servía plenamente a los inversores, adjudicando al adjudicatario de la licitación un contrato de concesión en base a la oferta de un portafolio de áreas con diferentes características, offshore y onshore, en profundidad o agua poco profunda.
La Primera Ronda de Licitaciones fue precedida por Road Shows realizados en diferentes países, que tuvieron como objetivo dar a conocer la flexibilidad de las actividades de exploración y producción de petróleo y gas en Brasil, hasta entonces ejercidas en régimen de monopolio por parte de Petrobras. Desde la Primera Ronda de Licitaciones y las 15 rondas siguientes, Brasil atrajo a grandes, medianos y pequeños inversionistas, de más de 15 países, quienes no solo calificaron en las licitaciones sino que también asistieron a los seminarios técnicos y legales realizados por la Agencia Reguladora, para discutir y mejorar el modelo de contrato de concesión, así como conocer los aspectos técnicos de las áreas ofertadas y sus proyecciones.
Tanto el modelo del contrato de concesión como el formato de las rondas y sus resultados fueron aplaudidos por agentes de la industria petrolera, sirviendo de modelo para otros países que abrieron sus fronteras a nuevos inversionistas, en vista de su transparencia y su amplio debate con la industria.
A partir de 2010 se produjo un cambio significativo en el marco legal del sector petrolero con la introducción del modelo de contrato de producción compartida y la creación de la cesión de derechos, entre otras medidas que cambiaron considerablemente el escenario de la industria y distanciaron la entrada. de nuevos agentes. En números, fueron 15 rondas de licitación con áreas en concesión, 6 rondas en régimen de producción compartida, 4 rondas de acumulaciones marginales y 1 ronda de excedentes de transferencia onerosa, además de 2 ciclos de ofertas permanentes. Todo esto, en 23 años después de la 1ª Ronda.
Desde 2010 hasta la actualidad, por factores político-económicos y la falta de ofertas, la industria petrolera viene sufriendo un proceso de estancamiento, con excepción de las zonas del presal, inalcanzable para las pequeñas y medianas empresas. la fuga de inversores, ya sea simplemente devolviendo áreas o poniendo sus activos a disposición para la venta. Además, tenemos el avance de la XII Ronda (suspendida por orden judicial), la culminación incierta de la XVII Ronda de Licitaciones, supuestamente en régimen de concesión, y la Segunda Ronda de Licitación Compartida, de la que hablamos y que, a nuestro entender , tiene el resultado esperado.
Si bien nuestra industria continúa a un ritmo lento y casi inexistente, estamos asistiendo a la evolución del desarrollo de las energías renovables en todo el mundo, que poco a poco van ganando fuerza, no solo porque son más accesibles, sino también mucho más respetuosas con el medio ambiente. Está claro que la transición energética propagada no ocurrirá de la noche a la mañana debido a los altos costos asociados con la generación de energía a partir de fuentes renovables.
Es, sin duda, un proyecto a medio y largo plazo, principalmente para países donde la distribución de energía no llega a gran parte de la población. Y es en este contexto de transición que el tema del uso racional y eficiente de los recursos petroleros se vuelve fundamental para la sociedad. Para muchos, cuanto más tardemos en explorar y producir recursos petroleros, más depreciados pueden ser debido a las restricciones económicas y sociales impuestas por la sociedad por razones ambientales.
Particularmente en Brasil, la transición energética puede afectar en algún momento la monetización de nuestros recursos petroleros en el futuro. Esto requiere la adopción de una política de Estado, no solo de Gobierno, para que las actividades de exploración y producción de petróleo y gas natural se estimulen permanentemente, con la entrada de nuevos recursos al sector. Esta política beneficiará a todos, incluida la propia Petrobras en su programa de desinversiones.
Por lo tanto, es importante crear un consenso para un cambio en el marco legal de la industria, según el proyecto de ley, ya difundido por el Congreso Nacional, que incentiva la reanudación de las rondas al ofrecer áreas que quepan en los bolsillos de los pequeños y medianos inversores. . Solo así podremos vislumbrar el regreso de inversores de todo el mundo y quién sabe cómo evitar que nuestro aceite quede dormido en una espléndida cuna.
Sonia Agel es abogada y socia fundadora de Schmidt, Valois, Miranda, Ferreira & Agel. Trabajó durante más de 25 años en el sector público, como Fiscal Federal, acumulando experiencia relevante en regulación y en litigio judicial y administrativo en diferentes órganos de la Administración Pública Federal. Fue Fiscal General de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), de 1998 a 2002, donde jugó un papel importante en la creación y desarrollo del marco regulatorio para el sector de petróleo y gas natural. Jugó un papel importante en la estructuración de las primeras rondas de licitación de bloques exploratorios en Brasil y en Road Shows realizados en los cinco continentes.
Fuente: TN Petróleo