Por Bloomberg – 02 de mayo de 2022 (Rigzone)
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Una nueva ola de plataformas petroleras está llegando al Golfo de México de EE. UU. a medida que los precios del crudo alcanzan niveles históricos y la demanda de barriles es más alta que nunca.
Pero no cuente con la nueva producción para cerrar la brecha en el suministro de petróleo que ha plagado las economías del mundo desde la pandemia. Incluso con la puesta en marcha de las nuevas plataformas, la producción de petróleo del Golfo no crecerá sustancialmente en los próximos años a medida que disminuyan los campos maduros, según los analistas.
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Argos de BP Plc y Vito de Shell Plc —plataformas flotantes de producción que son más altas que edificios de 20 pisos y tienen cubiertas del tamaño de campos de fútbol— comenzarán a bombear crudo de la costa de Luisiana a finales de este año. Se unirán a King Quay de Murphy Oil Corp., un gigante que comenzó a producir petróleo en abril, también frente a la costa de Luisiana. Se espera que otros de Chevron Corp., Shell y Beacon Offshore Energy comiencen la producción en dos años. Una vez que las seis plataformas estén en línea, podrían producir hasta 560.000 barriles por día.
El momento para estos nuevos proyectos del Golfo no podría ser mejor. El sector offshore ha sido golpeado por quiebras consecutivas y una pandemia que obligó a despidos masivos y quiebras. Pero incluso con el petróleo a 100 dólares el barril, es poco probable que se produzca una gran recuperación. Después de una década que vio uno de los peores derrames de petróleo en la historia de EE. UU., el ascenso del esquisto y las crecientes preocupaciones sobre el cambio climático, algunos expertos creen que el sol puede estar poniéndose en el Golfo.
“Creo que tiene futuro, pero no es tan
brillante como antes”, dijo James West, analista de Evercore ISI. “Probablemente aún quede algo de crecimiento en el Golfo de México, pero es un crecimiento más modesto”.
El año pasado, Shell dijo que su producción mundial de petróleo había alcanzado su punto máximo en 2019, mientras que BP dijo en 2020 que reduciría la producción de petróleo y gas en todo el mundo en un 40 % para 2030. Shell y BP son los dos mayores productores del Golfo.
Desde que se construyó la primera plataforma en alta mar frente a la costa de Luisiana en 1938, el Golfo de México ha sido una fuente confiable de petróleo nacional. Su profundo tesoro de
aproximadamente el 14% de la producción de crudo de los EE. UU., solo superada por los prolíficos campos de esquisto del país. Los productores del Golfo extrajeron 1,7 millones de barriles de petróleo por día en enero, todavía por debajo del récord anterior a la pandemia de 2 millones de barriles por día.
La Administración de Información de Energía de EE. UU. espera que la producción del Golfo se mantenga estable hasta 2023, mientras que S&P Global Commodity Insights proyecta que la producción puede recuperarse al récord previo a la pandemia para fines de año. La consultora de energía Wood Mackenzie es más optimista y
pronostica que la producción de crudo y gas natural este año podría aumentar al equivalente de 2,3 millones de barriles de petróleo por día.
Los proyectos en alta mar cuestan miles de millones y rara vez se ponen en marcha en menos de una década. La incapacidad del sector para aumentar rápidamente la producción cuando las perturbaciones geopolíticas como la guerra de Rusia en Ucrania alteran los mercados es una de las razones por las que la producción de petróleo de EE. máximos de 14 años.
La cantidad de nuevos descubrimientos en alta mar en todo el mundo ha caído a
un mínimo de 75 años después de que las compañías petroleras recortaran sus presupuestos para la exploración en aguas profundas. A pesar de que la industria se recupera de la pandemia, su inversión en el extranjero a nivel mundial aumentará solo un 7% a $ 155 mil millones este año, en comparación con un aumento del 18% en las inversiones de esquisto, según Rystad Energy, una firma consultora.
Las empresas han recortado los presupuestos de exploración en aguas profundas principalmente en respuesta a las recientes crisis petroleras y la pandemia, que redujeron los ingresos. El pobre desempeño financiero de la
industria en los últimos años, así como la presión de los inversionistas debido a preocupaciones ambientales, han obstaculizado su capacidad para aprovechar Wall Street para financiar proyectos en el extranjero. Las preocupaciones de que los altos precios de hoy no durarán hacen que invertir en proyectos costa afuera costosos y que consumen mucho tiempo sea difícil de vender.
Las preocupaciones regulatorias también se ciernen sobre el sector offshore, que depende de las subastas federales regulares de arrendamiento para mantener la producción. EE. UU. todavía permite nuevas perforaciones y
producción en arrendamientos en alta mar existentes, pero podría pasar otro año o más antes de que los productores obtengan una oportunidad en la nueva superficie federal.
La administración de Biden no está en camino de establecer un cronograma para las nuevas ventas de arrendamientos en alta mar antes del 30 de junio, cuando vence el programa actual de cinco años, y los documentos del presupuesto federal muestran que la Casa Blanca no prevé vender más arrendamientos de petróleo y gas en el Golfo hasta al menos octubre de 2023. Eso significa que no está claro cuándo, o si, los productores en alta mar podrán
obtener nuevos arrendamientos en el Golfo.
Si los arrendamientos siguen suspendidos, la producción del Golfo podría reducirse a la mitad para 2040, según la Asociación Nacional de Industrias Oceánicas, que representa a las industrias eólica y petrolera en alta mar.
“Estamos sentados en una situación en la que han pasado dos años sin la emisión de arrendamientos en el extranjero, probablemente tres o cuatro”, dijo Erik Milito, presidente de NOIA. “Tienes este tono y tenor que, en muchos aspectos, ha provocado
escalofríos en la comunidad inversora y en las empresas”.
En lugar de lanzar megaproyectos para explorar en aguas cada vez más profundas más lejos de la costa, los productores están cambiando cada vez más a diseños más pequeños y conexiones submarinas, que conectan la nueva producción de petróleo y gas con las redes existentes de plataformas y oleoductos.
“Si realiza una inversión totalmente nueva, se expone a potencialmente 10 años de volatilidad”, dijo Colin White, analista offshore de Rystad. “Debido a que el Golfo de México ya cuenta con
tanta infraestructura, los operadores están cambiando a una estrategia de exploración basada en infraestructura”.
BP y Shell siguen comprometidos con la región incluso cuando alejan la inversión del petróleo y el gas para cumplir con las ambiciones netas cero. BP ha dicho que sus yacimientos existentes en el Golfo de México pueden alcanzar el punto de equilibrio con los precios del crudo en los bajos $ 30, lo que lo convierte en uno de los petróleos de más bajo costo en el mundo para producir. Según algunas medidas, las plataformas marinas son menos dañinas para el medio ambiente porque emiten aproximadamente la
mitad de los niveles de gases de efecto invernadero que sus contrapartes de esquisto, según S&P Global. Sin embargo, los derrames de petróleo siguen siendo un gran riesgo.
“Me resultaría difícil decir que el mar está en declive porque seguimos mejorando nuestra tecnología, incluida nuestra generación de imágenes sísmicas”, dijo Starlee Sykes, vicepresidente sénior que supervisa el Golfo de México para BP Americas. “Nadie habría pensado que habría una renovación en el Pérmico antes del auge del esquisto, así que personalmente creo que está muy lejos de terminar”, dijo, refiriéndose al Golfo de México.
Algunos gigantes marinos están poniendo cada vez más su mirada en aguas más allá del Golfo de México. Exxon Mobil Corp. y Hess Corp. han realizado importantes descubrimientos en Guyana, mientras que TotalEnergies SE y APA Corp. están acelerando el desarrollo en el vecino Surinam. Al otro lado del Atlántico, Shell ha hecho un descubrimiento masivo en la costa de Namibia.
“Cuando trabajé en el Golfo de México en los años 90, lo llamaban Mar Muerto, justo antes de que despegaran las aguas profundas”, dijo Bob Fryklund, vicepresidente de energía upstream de S&P Global. “Pero se ha reinventado más veces de lo que la gente pensaba”.
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