Por Rystad Energy
El suministro de petróleo de África occidental se ha visto reducido por interrupciones y declives de campos maduros en los últimos años, y se espera que se reduzca aún más este año debido a los recortes presupuestarios de capital y las reducciones de producción de la OPEP +. Debido a los retrasos en las sanciones, no se espera que la tendencia a la baja de la producción se revierta hasta la próxima década.
El año pasado, más del 70% del volumen total de petróleo en la región se produjo en Nigeria y Angola, con una producción total que alcanzó los 4,6 millones de bpd. En 2016, la producción de petróleo de Nigeria se redujo en casi 500.000 bpd año tras año debido a que un conflicto en curso en el delta del Níger interrumpió la producción. La producción del país comenzó a recuperarse en 2017, aunque todavía plagada de inestabilidad e interrupciones, y creció a 2 millones de bpd en 2019.Sin embargo, este año se espera que el suministro de petróleo de Nigeria caiga a 1,8 millones de bpd (de los cuales alrededor de 1,5 millones de bpd son petróleo crudo) como resultado de la reducción de los presupuestos de capital en respuesta al bajo precio del petróleo y los recortes de producción acordados en el último acuerdo OPEP +. La producción de petróleo de Angola ha estado cayendo desde 2015 y se espera que continúe durante los próximos cinco años. El campo petrolero más grande del país, Dalia en el bloque 17, ha visto la producción más de la mitad desde el nivel máximoels de 250.000 bpd a alrededor de 120.000 bpd previstos este año. Se espera que los descubrimientos recientemente aprobados, como Mafumeira Sul (puesto en producción en 2016), así como el proyecto Kaombo (Kaombo Norte FPSO en línea en julio de 2018 y Kaombo Sul en abril de 2019), mitiguen el declive. Sin embargo, los retrasos en la actividad de sanciones podrían provocar una caída significativa en el suministro de petróleo en África Occidental después de 2020, ya que se espera que el crecimiento respaldado por nuevos proyectos solo se reanude después de 2030.
Nigeria tiene el mayor potencial en términos de recursos no desarrollados. El campo Bosi, operado por ExxonMobil, tiene recursos de casi 800 millones de boe y se espera que comience a desarrollarse hacia 2030. Su precio de equilibrio se estima en alrededor de $ 70 por barril, lo que lo hace subcomercial en las condiciones imperantes en el mercado. Junto con muchos otros, el campo ha experimentado recientemente un aumento en su punto de equilibrio, ya que el gobierno nigeriano ahora exige el pago de regalías de los campos de aguas profundas que antes no pagaban. El campo de aguas profundas Owowo West con 550 millones de boe en recursos tiene un precio de equilibrio de $ 40 por barril, lo que lo convierte en un candidato probable para un desarrollo anterior. En contraste con los descubrimientos de Nigeria, los campos no autorizados en Angola contienen menos recursos descubiertos: el campo de aguas ultraprofundas Agogo es el más grande del grupo con casi 250 millones de boe. Su precio de equilibrio es competitivo a $ 31 por barril y, por lo tanto, se espera que la puesta en marcha se produzca hacia 2025. En general, dadas las condiciones imperantes en el mercado, muchos actores de E&P han declarado que se centrarán en desarrollar proyectos con un punto de equilibrio por debajo de $ 35 por barril y de otra manera mirar para recortar el gasto de capital. Esto significa que la mayoría de los descubrimientos africanos que antes se acercaban a las decisiones finales de inversión (FID) ahora enfrentarán retrasos
Por su parte, las inversiones han experimentado una disminución constante desde niveles máximos de alrededor de $ 42 mil millones en 2014 a $ 14 mil millones en 2019.Alrededor del 75% de las inversiones del año pasado se realizaron en Nigeria y Angola. En el actual entorno de bajos precios del petróleo, se prevé que las inversiones caigan un 20% este año y un 20% más el próximo año. La falta de sanción de nuevos proyectos y los presupuestos de capital significativamente reducidos son los factores clave detrás de esta tendencia. Después de 2021, esperamos ver una recuperación de las inversiones en los países clave de la región, Nigeria y Angola, así como un aumento de las contribuciones de las FID en Senegal, Ghana y Congo. La primera fase del campo Sangomar de Senegal se aprobó para su desarrollo en enero de 2020 y se espera que genere alrededor de $ 4,2 mil millones en inversiones nuevas. Se esperaba que el campo de pacanas de Ghana fuera sancionado para fines de 2019, pero la FID se ha retrasado y ahora se esperan inversiones en el campo a partir de 2022.
Según las perspectivas de suministro de Rystad Energy, la producción de petróleo de África Occidental seguirá una tendencia descendente al menos hasta 2025. Un entorno de mercado desafiante, exacerbado por el impacto de los cambios recientes en los regímenes fiscales, ha provocado más retrasos en el desarrollo de nuevos campos en la región. Sin embargo, Nigeria y Angola tienen un potencial significativo en términos de recursos no desarrollados. Por lo tanto, la producción de petróleo y gas en la región podría aumentar nuevamente en el futuro, dado el desarrollo oportuno de los descubrimientos.
