Por Bojan Lepic – 22 de julio de 2022 (Rigzone)
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En los próximos años, el gasto de capital upstream en América Latina se trasladará a aguas cada vez más profundas y es probable que Brasil, Guyana y México lideren la carga de nuevos gastos, dijo Rystad Energy.
Si bien las inversiones en tierra se estabilizaron en alrededor de $ 14 mil millones y el gasto en aguas poco profundas continúa disminuyendo, se proyecta que el gasto en aguas profundas crezca a una tasa de crecimiento anual compuesta (CAGR) del 15 por ciento de 2021 a 2025.
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Rystad estima que la inversión en aguas profundas en sísmica, perforación e instalaciones superará los $ 25 mil millones para 2025, acercándose al máximo histórico de $ 28 mil millones de 2013 impulsado por los campos presalinos de Brasil. Tres países liderarán el próximo crecimiento: Brasil mantendrá su posición dominante con Guyana creciendo gracias a los descubrimientos recientes y México ampliando la exploración de las regiones de la plataforma heredada a aguas más profundas.
Los megaproyectos anticipados combinados en estos tres países ayudarán a impulsar la cadena de suministro de buques de perforación, buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) y equipos submarinos luego de una disminución constante desde 2014 cuando la actividad alcanzó su punto máximo en el Golfo de México de EE. UU., África occidental, y Australia.
En 2022, se proyecta que el gasto de capital en aguas profundas supere los $ 72 mil millones a nivel mundial. Esto representa un crecimiento sustancial desde el año pasado cuando el gasto tocó fondo en $58 mil millones, un nivel que no se veía desde 2006 y ni siquiera la mitad del máximo de 2014 de $154 mil millones.
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En ese entonces, la inversión de ciclo largo se consideraba fundamental para satisfacer las necesidades energéticas de las poblaciones mundiales en crecimiento con la revolución del esquisto de América del Norte en pleno apogeo, lo que impulsó a los EE. y precios de la gasolina. De 2015 a 2020, limitaron efectivamente los precios del petróleo y el gas hasta la reciente reacción de los inversores contra el aumento de la producción en América del Norte.
Ahora, los operadores parecen haber perdido el apetito por proyectos masivos en aguas profundas a medida que su atención y capital se desplazan hacia retornos más seguros de los yacimientos terrestres. Ahora, sin embargo, en medio de la relativa moderación de los operadores terrestres en los EE. UU. y Canadá, vemos que esta tendencia está disminuyendo liderada por los desarrollos en alta mar en Brasil, Guyana y México.
Los efectos de esta recesión en la actividad de aguas profundas se sintieron en toda la cadena de suministro de petróleo y gas. Después de un ciclo de construcción masivo en buques de perforación en aguas profundas asociado con el crecimiento anterior en el gasto, la disminución que comenzó en 2015 condujo a 267 años de perforación de contratos cancelados y perforadores en alta mar que intentaban desesperadamente retrasar o cancelar pedidos de nueva construcción.
Muchos estacionados en las Islas Canarias frente a la costa del noroeste de África, esperando que los operadores regresen a la exploración y desarrollo de campos de aguas profundas. La demanda de flotadores comenzó a mejorar en 2019 y alcanzó los 129 años de plataforma con contrato. Sin embargo, las cancelaciones de contratos comenzaron nuevamente después del comienzo de la pandemia de Covid-19 y la cantidad de años de contrato alcanzó un mínimo histórico de 106 el año pasado.
La estrategia de contratación para los operadores cambió de contratos a largo plazo a contratos más cortos y bien fundamentados, lo que generó volúmenes contratados más bajos en general. Se espera que la actividad en el mercado flotante mejore en el futuro con una CAGR del 5,6 por ciento durante los próximos cinco años.
“En los mercados submarinos, un enfoque en las inversiones de ciclo corto en los últimos años ha llevado a más conexiones submarinas y menos desarrollo de centros nuevos, desplazando el gasto del operador de equipos submarinos hacia submarinos, umbilicales, elevadores y líneas de flujo (SURF).
“Los desarrollos en Brasil y Guyana salvaron la cadena de suministro submarina de la devastación total en 2020 y 2021 cuando los operadores redujeron la actividad sancionadora.
Brasil y Guyana representaron el 34 por ciento de las adjudicaciones de árboles en 2020 y 2021 después de que el mercado se redujo en casi la mitad desde 2019 y 2020, con Guyana adjudicando la mayor cantidad de árboles en 2020 y Brasil representando más de la mitad de los contratos de 2021”, afirmó Rystad.
Dentro de América Latina, el gasto en aguas profundas está dominado por Brasil, Guyana y México, que en conjunto representan más del 90 por ciento de las inversiones. Se proyecta que tanto el gasto de greenfield como brownfield crezca hasta 2025 y Brasil represente la mayoría de estos proyectos. La compañía petrolera nacional de México, Pemex, ha operado en las aguas poco profundas de la Bahía de Campeche durante décadas y solo recientemente salió de la plataforma junto con operadores internacionales luego de una reforma constitucional de 2013 destinada a atraer inversionistas extranjeros.
Si bien las enmiendas a la ley de hidrocarburos de México en 2021 que favorecen a Pemex han disuadido a algunos inversionistas extranjeros, existe un potencial significativo para un mayor desarrollo en aguas profundas. Apenas este mes, New Fortress Energy anunció una sociedad con Pemex para desarrollar el campo de gas Lakach con un concepto FLNG, abriendo la puerta a más proyectos en los campos cercanos de Kunah y Piklis.
El proyecto Trion de Woodside también avanza en México con una unidad de producción flotante diseñada por McDermott capaz de procesar 100.000 barriles por día.
Los proyectos de aguas profundas en Brasil y Guyana dependerán principalmente de embarcaciones FPSO para producir en estos campos remotos. Petrobras y ExxonMobil son los mayores operadores en Brasil y Guyana, respectivamente.
Mientras Brasil continúa desarrollando descubrimientos presalinos que se remontan al campo Tupi, antes Lula, en 2006, Guyana es una región más nueva para la producción de petróleo. Tras el descubrimiento del campo Liza por parte de ExxonMobil en 2015, ha habido una serie de éxitos de exploración que han llevado a una creciente acumulación de proyectos FPSO.
Varios de estos cuentan con una nueva generación de FPSO basada en modularidad y escala. El diseño de SBM Offshore puede albergar hasta 2,3 millones de barriles de petróleo, un poco más que un petrolero muy grande, con espacio para hasta 50.000 toneladas de equipos en la parte superior y opciones para diferentes configuraciones de amarre.
Si bien corre un riesgo financiero adicional, una tubería de cascos estandarizados también permite a los operadores reducir el tiempo de entrega de estos proyectos de aguas profundas. Dado el entorno de inversión actual, este se ha convertido en un modelo dominante para la comercialización de campos en estos países.
El crecimiento futuro en América Latina dependerá en gran medida del éxito de los desarrollos en aguas profundas en Brasil, Guyana y México. Si bien Brasil y Guyana brindan regímenes fiscales y regulatorios relativamente ciertos, México tiene una ventaja adicional al ofrecer el equilibrio adecuado de participación en proyectos nacionales y extranjeros.
“Esto beneficiará a los mercados de buques de perforación, FPSO, submarinos y SURF durante los próximos 3 o 4 años, y los operadores recompensarán los tiempos de entrega más rápidos y la tecnología superior. Con una evaluación exitosa, las áreas costeras fronterizas como Namibia y el vecino geológico de Guyana, Surinam, pueden recurrir a estas mismas herramientas para el desarrollo”, concluyó Rystad.
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