Por Libby George – 27 de septiembre de 2021 (www.oedigital.com)
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Los principales exportadores africanos de petróleo, Nigeria y Angola, tendrán dificultades para impulsar la producción a sus niveles de cuota de la OPEP hasta al menos el próximo año, ya que la falta de inversión y los persistentes problemas de mantenimiento continúan obstaculizando la producción, advierten fuentes de sus respectivas empresas petroleras.
Su batalla refleja la de varios otros miembros del grupo OPEP + que frenaron la producción el año pasado para respaldar los precios cuando el COVID-19 golpeó la demanda, pero ahora no logran aumentar la producción para satisfacer las crecientes necesidades mundiales de combustible a medida que las economías se recuperan.
La Organización de Países Exportadores de Petróleo y sus aliados (OPEP +) acordaron en julio agregar 400,000 barriles por día (bpd) a la producción desde agosto hasta diciembre de 2021, eliminando gradualmente los cortes de suministro sin precedentes.
Sin embargo, Nigeria y Angola han subproducido en un promedio de 276.000 bpd en lo que va del año de su cuota promedio combinada de la OPEP de 2,83 millones de bpd según datos de Refinitiv. Es probable que se mantengan por debajo de la cuota hasta fin de año, según fuentes de la industria y cálculos de Reuters.
El petróleo que no se extrae vale cientos de millones de dólares.
Los bloqueos destinados a detener el COVID-19 el año pasado obstaculizaron el suministro de repuestos e impidieron los trabajos de mantenimiento. Las empresas golpeadas por un mínimo de 20 años en los precios del crudo también pospusieron importantes inversiones.
Kola Karim, director ejecutivo del productor nigeriano Shoreline Natural Resources, que tiene ocho campos de producción que bombean alrededor de 50.000 bpd, dijo que la acumulación significaba que pasarían de uno a dos trimestres antes de que Nigeria pudiera bombear a su máxima capacidad.
La acumulación de mantenimiento cubre todo, desde el mantenimiento de pozos hasta el reemplazo de válvulas, bombas y secciones de tuberías. Las empresas también están atrasadas en sus planes de realizar perforaciones complementarias para mantener estable la producción. Estos problemas afectaron prácticamente a todas las empresas en Nigeria, dijo Karim.
“Así que ahora las cosas se están rompiendo … ahora estamos enfrentando la música”, dijo a Reuters, aunque agregó que el país se pondría al día con la producción a principios de 2022 a medida que las empresas se apresuren en el mantenimiento y las reparaciones.
Dos fuentes, una de la petrolera estatal nigeriana NNPC y otra cercana a la petrolera estatal angoleña Sonangol, confirmaron que los países estaban luchando por aumentar la producción.
El ministro de Petróleo, Timipre Sylva, dijo a los periodistas la semana pasada que esperaba que Nigeria cumpliera con su cuota dentro de uno o dos meses, pero no especificó cómo. El gobierno ha señalado anteriormente una ley de reforma petrolera recientemente firmada como clave para impulsar la inversión y la producción.
El Ministerio de Finanzas de Angola dijo a Reuters que podría tener problemas para cumplir su objetivo durante años.
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DECLINACIÓN Y SUBINVERSIÓN
En junio, el ministro de Petróleo de Angola, Diamantino Azevedo, redujo su producción de petróleo prevista para 2021 en 27.000 bpd a 1,19 millones de bpd, citando en un comunicado disminuciones de producción en campos maduros, demoras en las perforaciones debido al COVID-19 y “desafíos técnicos y financieros” en exploración de petróleo en aguas profundas. Eso está por debajo de la cuota actual de 1,33 millones de bpd.
Angola bombeó aproximadamente 1,3 millones de bpd en 2020, por debajo de su máximo histórico por encima de 1,8 millones de bpd en 2008.
Se ha embarcado en una serie de reformas para impulsar la producción.
“La realidad es que solo cinco países pueden alcanzar estas cuotas en nuestra opinión”, dijo Amrita Sen de Energy Aspects. “El resto está luchando con altas tasas de declive y falta de inversión”.
Esos cinco son Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Kuwait, Irak y Azerbaiyán.
En Nigeria, cinco terminales de exportación en tierra administradas por grandes petroleras, que normalmente exportan alrededor de 900.000 bpd, manejaron un 20% menos de petróleo en julio que en la misma época del año pasado, a pesar de las cuotas relajadas, según un análisis compartido solo con Reuters por la consultora Hawilti Ltd. la disminución indica una menor producción de todos los campos en tierra que alimentan estas terminales.
Solo el nuevo campo petrolífero y terminal de exportación en alta mar, Egina, de la petrolera francesa TotalEnergies, había podido volver a abrir rápidamente los grifos, dijo Mickael Vogel, director de Hawilti, citando un análisis basado en datos del Departamento de Recursos Petrolíferos de Nigeria.
La producción de los campos petroleros en tierra se ha quedado rezagada debido a que las empresas lucharon contra la falta de trabajadores y efectivo.
“Volver a poner esos pozos en funcionamiento ha sido más desafiante de lo que pensaban”, dijo Vogel.
Nigeria no ha cumplido con su cuota desde julio del año pasado según datos de Refinitiv.
Angola, el segundo exportador más grande de África, ha bombeado por debajo de su objetivo desde septiembre del año pasado.
Ha luchado durante años a medida que sus campos petrolíferos envejecen y declinan, y la exploración ha sido insuficiente para compensar, dijo Justin Cochrane, director de Investigación Regional Africana de IHS.
Los campos más grandes de Angola comenzaron a producir a principios de la década de 2000 y han superado su meseta.
El país realizó una serie de reformas en 2019 destinadas a impulsar la exploración, incluida la posibilidad de que las empresas produzcan en campos marginales adyacentes a los que ya operan. La pandemia atrofió el impacto de esas reformas. En mayo, ni una sola plataforma perforaba en Angola por primera vez en casi 40 años.
Desde entonces, solo tres plataformas marinas han reanudado el trabajo.
“Están nadando contra la corriente con descensos que superan la nueva producción”, dijo Cochrane.
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