Por Andreas Exarheas – 25 de abril de 2022 (Rigzone)
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Según el Departamento del Interior (DOI), de los más de 11 millones de acres de aguas federales en alta mar que ya están bajo arrendamiento en los EE. UU., el 75,58 por ciento, o 8,29 millones de acres, no están produciendo.
Cuando se le preguntó por qué este es el caso, el presidente de la Asociación Nacional de Industrias Oceánicas, Erik Milito, dijo a Rigzone que se necesita tiempo y capital para desarrollar un arrendamiento de petróleo y gas en alta mar y dijo que no hay garantía de que un bloque de arrendamiento tenga cantidades comercialmente viables de hidrocarburos.
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“Encontrar petróleo y gas es un negocio prospectivo y las empresas necesitan lanzar una amplia red de bloques de arrendamiento para identificar y desarrollar descubrimientos comercialmente viables. Los arrendamientos que no producen no son ‘inactivos’. El hecho de que no haya actividad en la superficie en un bloque arrendado no significa que esté ‘inactivo’”, dijo Milito.
“Las empresas ofertan y ganan de forma rutinaria numerosos arrendamientos basados en un solo concepto o modelo geológico, pero las estructuras geológicas del subsuelo rara vez coinciden exactamente con los bloques
de arrendamiento de superficie en el mapa. Es posible que las empresas de energía tengan que volver a examinar sus datos sísmicos o desarrollar un nuevo modelo geológico durante el plazo del arrendamiento, lo que lleva tiempo”, agregó Milito.
“De ninguna manera el bloque de arrendamiento está inactivo y mientras más bloques de arrendamiento tenga una empresa para explorar, mayor será la probabilidad de que encuentren cantidades comercialmente viables de hidrocarburos que luego podrán producir para el beneficio de nuestra nación. A nivel internacional, los datos muestran que las empresas en alta mar todavía
perforan pozos secos en el curso de la exploración de nuevos recursos, lo que cuesta decenas de millones de dólares, a veces superando los $ 100 millones, con cada pozo fallido”, continuó.
Cuando se le hizo la misma pregunta, Leslie Beyer, directora ejecutiva del Consejo de Tecnología y Fuerza Laboral de Energía, le dijo a Rigzone que no se garantiza que todos los arrendamientos sean productivos y destacó que en alta mar requiere mucho más capital y lleva más tiempo pasar de la inversión a la construcción. salir y producir.
También respondiendo a la pregunta, Dominika Rzechorzek, analista de petróleo y gas de Fitch Solutions, dijo
que asegurar un arrendamiento en alta mar es una de las primeras etapas en el desarrollo de un proyecto upstream.
“Más estudios y trabajos exploratorios sobre la superficie arrendada, después de asegurarla, son comunes antes de determinar nuevas inversiones futuras. En general, el tiempo para la primera producción después de obtener un contrato de arrendamiento toma años en lugar de meses para la superficie en alta mar, por lo que muchos arrendamientos pueden estar solo en las etapas iniciales”, dijo Rzechorzek a Rigzone.
“Nuestro análisis de la superficie federal en acres de los últimos tres años de concesión de licencias (2018-2020)
sitúa alrededor de 4,6 millones de acres en las primeras etapas de exploración, que es aproximadamente la mitad de los 8,29 millones de acres de arrendamientos no productivos… mencionados [anteriormente] ”, agregó Rzechorzek.
El analista de Fitch Solutions también señaló que los proyectos de exploración y producción en los EE. UU., incluso en alta mar, se enfrentan a estrictos estándares regulatorios y ambientales y, como resultado, deben obtener una serie de permisos de varias agencias y organismos reguladores antes de que la perforación real o la producción a gran escala puedan realizarse. comienzo.
Otro grupo de arrendamientos activos que no producen son los arrendamientos en los que los propietarios retrasan las actividades de exploración y producción en respuesta a cosas como las condiciones del mercado y/o las estrategias corporativas cambiantes, destacó Rzechorzek.
“Los proyectos de exploración y producción en alta mar tienden a ser intensivos en capital y tiempo, lo que los hace sensibles a los cambios en el sentimiento del mercado, los cambios en el marco regulatorio o legal, incluido el endurecimiento de los estándares ambientales”, afirmó el analista.
¿Cómo utilizan las empresas su lista de arrendamientos federales en alta mar?
Según Milito, toda una sinfonía de empresas, ingenieros, científicos y expertos se dedican a clasificar, valorar, explorar y desarrollar bloques de arrendamiento en alta mar.
“Se necesita tiempo e inversiones significativas para explorar y desarrollar un bloque de arrendamiento en alta mar. Los costos de capital para la exploración y el desarrollo en alta mar son significativos, y los costos totales de los proyectos ascienden regularmente a miles de millones de dólares”, dijo.
“Normalmente se necesitan años de desarrollo, incluidos varios años de exploración sísmica, un año o más para contratar y programar una plataforma de perforación para un pozo exploratorio, luego hasta 10 meses para completar el pozo exploratorio, luego otros dos o tres años para obtener información adicional. perforación y luego un par de años más para la instalación de las instalaciones”, agregó Milito.
“Sin embargo, los arrendamientos cerca de las instalaciones de producción existentes se pueden poner en producción en un plazo bastante rápido, quizás dentro de 12 meses, debido a la geología y las reservas conocidas, y la
capacidad de perforar el pozo de manera segura y eficiente y vincularlo a la instalación existente. ,” él continuó
Todo el tiempo, además de ofrecer potencialmente millones de dólares por cada bloque de arrendamiento, las empresas están pagando rentas al gobierno federal por arrendamientos que no producen, dijo Milito.
“Las tarifas de alquiler anuales pueden costar cientos de miles de dólares por bloque de arrendamiento. Las empresas también están obligadas, según las regulaciones federales de arrendamiento, a desarrollar un contrato de arrendamiento de manera expedita o devolverlo al gobierno”, agregó Milito.
“Una tarifa de alquiler es, en esencia, una tarifa pagada por tener un contrato de arrendamiento que no produce. En general, los arrendamientos que no producen al final de su plazo se devuelven al gobierno, y el gobierno puede volver a arrendarlos y generar ingresos adicionales. Los recursos invertidos por la empresa para adquirir y mantener el arrendamiento se pierden si el arrendamiento se devuelve al gobierno”, continuó.
Rzechorzek destacó que las empresas de exploración y producción realizan estudios sísmicos sólidos y trabajos de exploración para determinar el potencial de cada arrendamiento.
“Si la empresa encuentra hidrocarburos durante la etapa de exploración, la empresa evalúa además la viabilidad
comercial del descubrimiento. Es probable que los proyectos de desarrollo existentes eliminen el riesgo de los arrendamientos adyacentes a los campos existentes o que compartan una estructura geológica similar, pero aún requerirían esfuerzos de exploración significativos para confirmar las reservas comerciales”, afirmó el analista.
“Los arrendamientos adyacentes a la infraestructura de producción existente podrían ofrecer la posibilidad de vínculos si las distancias involucradas fueran tanto técnica como comercialmente viables. Por otro lado, la superficie de frontera, con poca o ninguna exploración e infraestructura existentes, podría
ofrecer oportunidades de mayor riesgo y mayor rendimiento y podría proporcionar la ventaja de ser el primero en moverse”, dijo Rzechorzek.
“Las empresas buscan arrendamientos ‘sin riesgo’ o más oportunidades de frontera dependiendo de una serie de datos que incluyen el sentimiento del mercado, el pronóstico del precio del petróleo y la estrategia específica de la empresa, entre otros”, continuó el analista.
Reglas y regulaciones
El mes pasado, una hoja informativa de la Casa Blanca destacó que el presidente Biden estaba pidiendo al
Congreso “que obligue a las empresas a pagar tarifas por los pozos de sus contratos de arrendamiento que no han utilizado en años”.
De acuerdo con la hoja informativa, las empresas que están produciendo a partir de sus acres arrendados y pozos existentes no enfrentarán tarifas más altas, pero las empresas que “continúen sentadas en acres no productivos tendrán que elegir si comienzan a producir o pagan una tarifa por cada área inactiva”. bien y acres sin usar”.
Aunque Rigzone ha preguntado tanto al DOI como al Departamento de Energía si la regla se aplicaría a las aguas federales en alta mar, no está claro en el
momento de escribir este artículo si se aplicaría o no.
Cuando se le preguntó cómo una regla para hacer que las empresas paguen tarifas en pozos de arrendamientos federales en alta mar que no han utilizado en años afectaría la producción en aguas federales en alta mar de EE. UU. en el corto y largo plazo, Rzechorzak dijo que Fitch Solutions necesitaría más detalles para evaluar el impacto de tal regla.
“Sin embargo, en nuestra opinión, el endurecimiento de las regulaciones para los productores de petróleo y gas en los EE. UU. debilitaría aún más el sentimiento de los inversores y podría
resultar en menores gastos de capital en todos los ámbitos, tanto en tierras como en aguas federales”, afirmó el analista.
“Eso, a su vez, probablemente impactaría la producción a largo plazo, dado el tiempo requerido para poner un pozo en línea. En el corto plazo, la producción podría aumentar, si los productores tienen varios pozos en las últimas etapas del proceso de desarrollo, lo que podría acelerarse para evitar multas”, agregó Rzechorzak.
“Sin embargo, el impacto general depende de los detalles de dicha regla, incluidos los costos de las tarifas en relación con el abandono del pozo o el reinicio de la producción”, continuó
Rzechorzak.
Cuando se le hizo la misma pregunta, Milito señaló que algunas de las partidas presupuestarias presentadas por la administración de Biden podrían cambiar drásticamente las perspectivas energéticas costa afuera de la nación.
“Incluyen medidas fiscales punitivas que debilitarían fundamentalmente uno de los activos económicos, energéticos, de emisiones y de seguridad nacional más importantes de Estados Unidos. Al aumentar el costo de operación en los EE. UU., está fomentando que los dólares de inversión fluyan a otros lugares y terminará alejando la producción de energía de los EE. UU.”,
dijo Milito.
“Una y otra vez hemos visto cómo alejar la producción de los EE. UU. no aborda la demanda de energía y las emisiones reducidas, es solo un regalo para los productores que emiten más, sin mencionar a los malos actores como Rusia, que ejerce sus recursos energéticos como un geopolítico. herramienta”, agregó.
“Dada la terrible situación geopolítica subrayada por la invasión rusa de Ucrania, los formuladores de políticas deben llevar la conversación y la toma de decisiones a la realidad y colaborar en políticas que promuevan la seguridad
nacional a través de la producción de petróleo y gas de EE. UU., mientras avanzan en tecnologías para reducir continuamente las emisiones”, Milito continuado.
Respondiendo a la pregunta, Beyer dijo: “en lugar de pedirle al Congreso que cree nuevos impuestos y tarifas dirigidos a la producción de energía de los EE. UU., y liberar petróleo adicional de nuestras reservas de emergencia, instamos al presidente a ordenar al DOI que reinicie de inmediato el programa de arrendamiento federal, como ya lo requiere la ley, y sentarnos y tener una discusión constructiva con los productores de energía de EE. UU. sobre
los pasos que podemos tomar para trabajar juntos para brindar a Estados Unidos y a nuestros aliados una seguridad energética real”.
Rigzone ha mostrado este artículo al DOI preguntando si a la organización le gustaría enviar un comentario para su inclusión. El DOI optó por no proporcionar ningún comentario.
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