La costa de Tanzania despide a potenciales pretendientes

Una sección de los activos de gas natural costa afuera de Tanzania (Imagen: TPDC)

Previous Next

Tanzania podría estar preparándose para una nueva ronda de licencias de sus bloques de petróleo y gas costa afuera en el segundo trimestre de 2019, más de cuatro años después de que la última subasta no arrojara los resultados anticipados en la parte posterior del complejo régimen regulador del país.

La petrolera estatal Tanzania Petroleum Development Corporation (TPDC), que posee todas las licencias para el desarrollo de energía en el país, indicó en 2018 que planea lanzar la próxima ronda de licencias este año para los bloques 4 / 1B, Mnazi Bay North y West Songo Songo en offshore tanzania.

"Damos la bienvenida a los inversionistas a nuestros bloques de exploración de petróleo y gas que ya han demostrado tener cantidades sustanciales de gas natural", dijo Kapuulya Musomba, directora gerente interina de TPDC en una entrevista en 2018.

Probablemente, en preparación para la ronda de licencias, TPDC, con financiamiento del gobierno, anunció en el último trimestre de 2018 el contrato para la adquisición y procesamiento de datos sísmicos 3D en 4 / 1B, en los bloques Mnazi Bay North y West Songosongo. Los documentos de la licitación están programados para abrirse el 8 de febrero de 2019, antes del anuncio de los oferentes preferidos en un momento en que Tanzania está disfrutando del aumento de sus recursos probados de gas natural a 57 billones de pies cúbicos (tcf) después de los grandes descubrimientos realizados por Statoil y ExxonMobil .

En 2014, Tanzania ofreció ocho bloques costa afuera para subasta, pero solo cuatro atrajeron interés, mientras que el resto no obtuvo ninguna respuesta en medio de especulaciones, algunos de los bloques plantearon serios desafíos, como profundidades de agua entre 2.300 y 2.600 metros. La distancia entre la costa de Tanzania se estima en casi 100 km, mientras que algunos de los bloques se ubican en áreas consideradas demasiado lejos de los campos de hidrocarburos ya establecidos en la región.

TPDC ofreció los bloques 4 / 2A, 4 / 3A, 4 / 4A, 4 / 4B, 4 / 5A, 4 / 5B, todos ubicados en profundidades de agua de entre 2.000 y 3.000 m. TPDC también puso a la venta el bloque North Lake Tanganyika luego de que el gigante petrolero francés Total SA no hubiera logrado llegar a un acuerdo con la compañía petrolera nacional de Tanzania, a pesar de haber recibido los derechos de exploración en 2011.

La respuesta a la ronda de licitación fue bastante deprimente después de atraer solo cinco ofertas para cuatro de los bloques con bloques 4 / 3B, 4 / 4A, 4 / 4B y 4 / 5B que no lograron atraer ofertas. Los bloques 4 / 1B y 4 / 1C de Deepsea se habían reservado para el desarrollo de TPDC. Los informes indicaron que las ofertas recibidas provenían de China National Offshore Corporation, Gazprom, Mubadala y RAK Gas. Curiosamente, las empresas de exploración y producción como BG Group y Ophir Energy que ya estaban activas en Tanzania no presentaron ofertas por ninguno de los ocho bloques.

Los analistas aún están juntando las razones del mal desempeño de la cuarta ronda de licencias de Tanzania que se produjo con condiciones aún más estrictas de acuerdo para compartir la producción de modelos nuevos. Esto es después de que TPDC reafirmara ante las compañías de exploración y producción de petróleo y gas que el bono por la firma sería de $ 2.5 millones, mientras que el bono de producción sería de $ 5 millones. La tasa de regalías aumentó al 12,5% de la producción total de petróleo y gas de los campos en tierra, mientras que la tasa de los campos en alta mar se limitó al 7,5%, ya que la tasa de recuperación de costos se fijó en el 50%. Además, TPDC recuperó el impuesto a las ganancias de capital a pesar de que las compañías de petróleo y gas estaban sujetas a un impuesto corporativo del 20%.

Aunque aún no está claro cuánto contribuyó el nuevo modelo de PSA de 2013 a la aceptación de los ocho bloques costa afuera que se ofrecen durante la cuarta ronda de licencias, existe la posibilidad de que la subasta de bloques costa afuera planeada para el segundo trimestre de 2019 en Tanzania pueda enfrentará aún más obstáculos a medida que las compañías internacionales de petróleo y gas desconfían del posible impacto del recientemente aprobado Reglamento de Contenido Local de Petróleo.

Con las nuevas regulaciones vigentes, la exploración y producción de petróleo y gas que operan en Tanzania ahora tienen que reestructurar su sistema de adquisición de bienes y servicios, incluidos los relacionados con los servicios bancarios, financieros, de seguros y legales.

Los nuevos requisitos de contenido local, a pesar de ser una práctica común entre muchos productores de petróleo y gas en los países en desarrollo, podrían representar un gran obstáculo a la hora de elaborar e implementar contratos de exploración y producción.

El caso de Tanzania no es mejorado por las numerosas agencias estatales involucradas en la regulación del sector de petróleo y gas de una manera u otra. Se estima que al menos nueve agencias gubernamentales y empresas tienen un papel directo en la regulación del sector de petróleo y gas del país. Se dice que varias otras agencias periféricas enumeradas en los ministerios de Energía y Minerales y también Asuntos de Interior que se ocupan de asuntos de inmigración para el personal que trabaja para compañías petroleras internacionales tienen una opinión directa o indirecta sobre el segmento emergente de exploración y producción de gas de Tanzaia.

El resultado de la ronda de licencias en alta mar planificada para el segundo trimestre de 2019 de Tanzania dependerá en gran medida de cómo responda este gobierno de África oriental a las preocupaciones sobre el efecto sofocante de sus regulaciones de hidrocarburos en las operaciones de exploración y producción de gas del país.