BRASILIA – El Plan Decenal de Expansión Energética 2034, elaborado por la Empresa de Investigación Energética (EPE), estima un pico de producción de petróleo brasileño de 5,3 millones de barriles/día en 2030. La conclusión es que el país producirá más hasta finales de esta década, pero la producción no se sostiene durante toda la década, incluso con el inicio de operaciones utilizando recursos que aún no han sido descubiertos.
En un horizonte de diez años, se proyecta un crecimiento del 47% en la producción de petróleo, en comparación con la realizada en 2023. Alrededor del 94% de esta producción para el período proviene de recursos descubiertos y el escenario indica que la expansión de la exploración a nuevas fronteras es necesaria para la próxima década. El presal seguirá aportando la mayor parte de la producción tanto de petróleo (76%) como de gas natural (60%). En comparación con 2023, se espera que la producción neta de gas crezca un 158%, la mayor parte del cual se obtendrá de recursos descubiertos.
Para los bloques terrestres, EPE estima un crecimiento del petróleo del 46% en el horizonte de diez años, alcanzando un pico de 311 mil barriles de petróleo equivalente por día (bep/día) en 2034.
Reducción respecto a la proyección anterior
Según la directora de Estudios de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de EPE, Heloísa Borges, el plazo promedio entre la adjudicación de los bloques y el primer petróleo es largo y esto ha llevado a revisar los plazos de entrega de los recursos no descubiertos dentro de los diez años. horizonte. La previsión de producción de petróleo para la década muestra una caída del 1% con relación a la proyección del PDE 2032. La mayor fluctuación puntual se produce en el año 2028, con una caída de esta proyección con respecto a la anterior de 300 mil barriles/. día.
El nivel de producción de 5,3 millones de barriles/día no es sostenible a lo largo de la década, incluso con la entrada en producción de recursos aún no descubiertos, si se considera el conocimiento disponible al momento de elaborar el estudio, sus incertidumbres asociadas y el tiempo promedio de desarrollo del proyecto. . Por tanto, los recursos descubiertos en la segunda mitad de la década no entran en producción en el horizonte de diez años, según EPE. “En el Margen Ecuatorial hay una previsión de producción en la Cuenca del Potiguar y para las demás cuencas un posible inicio de producción a finales de la década. Para la Cuenca de Pelotas no hay previsión de inicio de producción en la década, y para la Cuenca de Solimões, además de las áreas que ya producen, hay expectativa de inicio de producción de descubrimientos que están en evaluación”, dijo el director de EPE.
Desde PDE 2031 se observa una disminución en la previsión de producción. El inicio de esta caída refleja la disminución de las actividades exploratorias en los últimos años, como la reducción de la perforación de pozos, por ejemplo. EPE señala que, debido a que los tiempos entre el inicio de la fase de exploración y producción varían entre tres y cinco años -en el caso de los proyectos onshore-, y de siete a diez años -en los proyectos offshore-, existe “una necesidad inmediata de de esfuerzo exploratorio para contener la caída de producción esperada para los próximos años”.
Desde el pico en 2030 hasta el final del período proyectado, en 2034, la producción cae en 1 millón de barriles por día, de 5,2 millones a 4,2 millones. El cambio en las fechas de puesta en marcha de algunas Unidades Fijas de Producción (UEP) también afecta a las previsiones. Las UEP Sergipe Águas Profundas (SEAP) 1 y 2 fueron pospuestas de 2026 a 2028. Atapu 2 y Sépia 2 pasaron de 2027 a 2029, mientras que Raia Manta y Raia Pintada cambiaron su fecha límite de 2027 a 2028.
La producción neta de gas natural prevista para el año 2034 es de 134 millones de m³ diarios; en 2024, el PDE estima 68 millones de m³. Este aumento se debe a la entrada en operación del Gasoducto Rota 3 y al inicio de la producción en los campos Raia Manta y Raia Pintada y de los Proyectos Sergipe Águas Profundas (SEAP), a partir de 2028. También está el aporte de los descubrimientos aún en proceso de evaluación.
La previsión de producción neta de gas natural representa la producción total después de descuentos por consumo propio, inyección, quema y pérdidas. La década PDE 2034 muestra una disminución en la producción de petróleo equivalente terrestre a partir de 2028. Esto se debe al aplazamiento de la entrada en producción de recursos no descubiertos.
Dificultad para obtener la licencia.
Durante la elaboración del PDE, el área de E&P de EPE realizó un análisis conjunto con la Superintendencia Ambiental (SMA) sobre la complejidad socioambiental del portafolio de unidades productivas a considerar en el Plan. “Si la unidad de producción está en un área considerada de alta complejidad, se asigna un plazo más largo para la concesión de licencias y un aplazamiento del inicio de la producción. Aun así, si esta dificultad en el otorgamiento de licencias se prolonga durante mucho tiempo, habrá una disminución en la previsión”, explicó Heloísa Borges.
Si bien el presal sigue representando la mayor porción de la producción nacional,Se espera que aumente la participación de otras cuencas, como Sergipe-Alagoas (SEAL), pero el director de la EPE destaca la necesidad de incrementar las actividades exploratorias para avanzar en el conocimiento en nuevas cuencas de frontera y un escenario más positivo en cuanto al aumento de la producción en el futuro. .
Rápida sustitución de fósiles por energías renovables
Para Juliano Bueno, director del Instituto Arayara, organización que trabaja para promover la descarbonización y combatir el cambio climático, la solución para satisfacer la demanda de combustibles pasa por acelerar proyectos de producción de combustibles renovables avanzados, como el diésel verde (HVO) y el combustible sustentable de aviación. (SAF).
Este tema incluso fue abordado durante una reunión entre el grupo de ambientalistas y el director general de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP), Rodolfo Saboia. “Hoy en día, a la empresa de transporte se le cobra por el transporte bajo en emisiones. Si hubiera un reemplazo de camionetas livianas por eléctricas e híbridas, se reduciría significativamente la demanda de gasóleo en el país”, afirmó Bueno.
También cita los objetivos de descarbonización y señala que hay 'inconsistencias' en los datos: “nos damos cuenta de que hay presión para decir que el hecho de que no se haya autorizado la exploración en el entorno amazónico, por ejemplo, es una de las razones de la pérdida”.
Según el líder de la organización, los 'mecanismos estatales' hacen un recorte para presionar ante la caída de las proyecciones. También critica el hecho de que Brasil sea un gran exportador de petróleo y critica el hecho de que Brasil no se haya centrado en la producción para su propio consumo, en lugar de en las exportaciones.
“El costo de las exportaciones, es decir, cuánta energía consume Brasil para exportar y no para consumo interno, nunca ha sido expuesto a los ciudadanos brasileños. Necesita entender qué es la energía, el transporte y la seguridad alimentaria nacional y qué enviamos al exterior”, subrayó.
Fuente: epbr