El director de comercialización y logística de Petrobras, Cláudio Mastella, dijo el viernes pasado (29) que las dinámicas que afectan los precios de la gasolina y el diesel son diferentes. Según el ejecutivo, los dos combustibles responden de manera opuesta a los cambios estacionales.

“En la temporada de verano en el Hemisferio Norte sube mucho el consumo de gasolina, y los precios suben. Ahora pasemos al final del año. Los precios han bajado y, por eso, nos reajustamos, dándonos cuenta de la tendencia estructural de reducción”, dijo el director de la empresa de capital mixto.

“Los inventarios de diésel están muy por debajo del promedio histórico en el mundo” — Cláudio Mastella

“En el caso del diésel, no podemos decir lo mismo. El escenario sigue muy tenso en el mercado internacional. A diferencia de las gasolinas, cuyos stocks están normalizados, los stocks de diésel están muy por debajo del promedio histórico en el mundo. Y además, de aquí a fin de año, con la llegada del invierno, la tendencia es que los precios se fortalezcan”, continuó Mastella.

Balance de Petrobras

El jueves (28), Petrobras presentó los resultados operativos y financieros del segundo trimestre de este año. Un día después de la divulgación, los directores de la empresa respondieron a las preguntas. A Mastella se le preguntó si había una previsión de una caída del precio del diésel como ha venido ocurriendo con la gasolina. En diez días, Petrobras anunció dos reducciones en el valor de las ventas de gasolina a las distribuidoras.

Aunque anotó la diferencia entre combustibles, Mastella no hizo un pronóstico para el diésel. Dijo que la empresa no especula con los precios. Según él, el mercado es monitoreado, con el escenario constantemente evaluado, con ajustes hacia arriba o hacia abajo cuando se observan cambios.

En el balance del segundo trimestre, Petrobras registró un beneficio neto de R$ 54,3 mil millones. El resultado se atribuyó a una fuerte generación de caja, reflejando el desempeño operativo y el aumento en el precio de mercado del petróleo. El informe completo está disponible en el sitio web de Petrobras.

Margen ecuatorial

Los directores de la petrolera también compartieron información sobre el estado de algunos proyectos en curso. Se espera que en noviembre comiencen las perforaciones para la exploración de petróleo en aguas profundas en la desembocadura del río Amazonas, frente a las costas de Amapá. El proceso de licencia está en curso.

“Ahora le corresponde a Petrobras demostrar, en una evaluación preoperacional simulada, que los recursos para contener cualquier fuga son eficientes. El Ibama [Instituto Brasileño de Medio Ambiente y Recursos Naturales Renovables] monitorea y emite la licencia”, dijo el director de exploración y producción, Fernando Borges. Informó que el simulacro debe realizarse en octubre.

“Para hacer la simulación, ya tendremos todo el equipo necesario” — Fernando Borges

“Estaremos completamente preparados para comenzar la operación a continuación. Para realizar la simulación ya contaremos con todo el equipo necesario: una plataforma de perforación contratada para aguas ultraprofundas, seis embarcaciones de apoyo a las operaciones costa afuera, tres aeronaves y una aeronave de ala fija”, agregó Borges.

Exploración cerca de la frontera

El lugar donde se realizará la perforación se encuentra a 160 kilómetros de la costa brasileña ya 40 kilómetros de la frontera entre Brasil y Francia (Guayana Francesa). Saliendo del Puerto de Belém, son 48 horas de navegación. Según Borges, Brasil está atrasado en los esfuerzos por revelar el potencial petrolero de su margen ecuatorial. Hay gran expectativa ante los hallazgos en Guyana y Surinam. Petrobras prevé 14 nuevas perforaciones en los próximos cinco años, con un presupuesto de US$ 2 mil millones.

“Petrobras está apostando fuerte a que descubriremos petróleo y tendremos una nueva región productora” — Fernando Borges

“Tenemos, por ejemplo, Exxon produciendo 340.000 barriles por día de petróleo en dos unidades en Guyana. Petrobras está apostando fuerte a que vamos a descubrir petróleo y tener una nueva región que produzca y genere riqueza para la sociedad”, dijo Borges.

Tubería

Otro proyecto en curso, Rota 3, tiene como objetivo ampliar el flujo de gas natural de los proyectos en operación en el área del presal de la Cuenca de Santos. Se trata de un gasoducto de 355 kilómetros de longitud. Son 307 kilómetros de tramo marítimo, entre aguas profundas y someras, y otros 48 kilómetros de tramo terrestre hasta Itaboraí, donde se encuentra el Polo GasLub, antes llamado Complejo Petroquímico del Estado de Río de Janeiro (Comperj). Se construirá una unidad de procesamiento de gas natural en el lugar. El cronograma de ejecución original, sin embargo, se retrasa.

Según el director de desarrollo de la producción, João Henrique Rittershaussen, el gasoducto ya está completo, pero hubo problemas con las obras en la unidad de procesamiento de gas natural, y la finalización del proyecto en 2022 ya no es posible. Además de sufrir retrasos por los impactos de la pandemia del covid-19, la construcción quedó paralizada y los empleados fueron despedidos por decisión unilateral de la empresa responsable de la ejecución.

Hay negociaciones en curso para rescindir el contrato. Rittershaussen dijo que Petrobras aún debe decidir cómo completará el proyecto. "Estamos rehaciendo toda la planificación y todavía no tenemos una fecha firme", dijo.

Fuente: AGÊNCIA BRASIL