Analistas de la consultora Wood
Mackenzie dijeron en un reporte que los proyectos de petróleo y gas en cuencas
en aguas profundas representan gran parte de las inversiones por más de 200.000
millones de dólares que han sido aplazadas debido al desplome de los precios
del crudo
Las grandes compañías de petróleo y gas
han reducido los presupuestos de gastos de capital entre 10 y 15% este año en respuesta
a la caída de los precios del crudo en un 50% durante el último año.
Gran
parte de ese ahorro se ha hecho aplazando decisiones de inversión en proyectos
costosos, suspendiendo
inversiones por más de 200.000 millones de dólares.
Las
estimaciones de consultoras rivales han oscilado entre los 150.000 y 200.000
millones de dólares.
“A fin de año, podríamos contar
con una mano el número de proyectos importantes de exploración, desarrollo y
producción de petróleo que entraron en fase de decisión final de inversión
durante 2015″, dijeron, e identificaron 45 importantes proyectos
aplazados en todo el mundo.
Los
retrasos han afectado hasta a 10.600 millones de barriles de petróleo
equivalente en recursos localizados en proyectos de crudo y gas en aguas profundas y ultra profundas,
y los proyectos en áreas
fronterizas han sido los más golpeados.
Los
proyectos en arenas
petrolíferas de Canadá hacen al país más vulnerable a los retrasos, con
unos 5.600 millones de barriles en reservas líquidas en riesgo en el país, dijo
Wood Mackenzie.
Varios proyectos de exploración de
petróleo y gas mundiales por valor de más de 150.000 millones de dólares
probablemente se paralizarán el año 2015 porque el desplome del precio del petróleo los
convierte en poco rentables, mostraron datos, lo que posiblemente podría frenar
el suministro a finales de la década.
A medida que se agotan los grandes
campos descubiertos hace décadas, las petroleras intentan acceder a otros más
difíciles de acceder ubicados en algunos casos muy por debajo del nivel del
mar.
Pero, a la vez, el coste de producción
ha subido fuertemente por el aumento del coste de las materias primas y la
necesidad de tecnología cara para llegar al petróleo.
Ahora
la perspectiva de desarrollo de yacimientos bajo aguas marinas - desde el Mar
de Barents hasta el golfo de México - parece tan incierta como el precio del
petróleo, que ha caído un 40% en los últimos 5 meses del 2014 a unos 70 dólares
por barríl.
Según
datos de la consultora noruega Rystad Energy:
Las empresas tomarán el año 2015
decisiones definitivas de inversión (FIDs) sobre un total de 800 proyectos de
petróleo y gas por valor de 500.000 millones de dólares y que, en total, suman
el equivalente a casi 60.000 millones de barriles diarios. Pero con las
previsiones de analistas de una media de 82,50 dólares el barril para el
próximo año, alrededor de un tercio del gasto, o un quinto del volumen, es
improbable que reciba aprobación.
Per
Magnus Nysveen, jefe de análisis de Rystad Energy:
“A 70 dólares el barril, la mitado del
volumen genera está en riesgo. Alrededor de un tercio de los proyectos
previstos para FID en 2015 son denominados no convencionales, es decir que la extracción es
horizontal, en lo que se conoce como fractura hidráulica o fracking.
De estos 20.000 millones de barriles,
alrededor de la mitad están localizados en arenas bituminosas en Canadá y
Venezuela.”
“Mar
de Barents + Mar del Norte”
Los proyectos en la balanza están
extendidos geográficamente.
El
campo Johan Castberg de Statoil, en el Mar de Barents, que esperaba recibir su
FID en 2015, parece improbable que reciba el visto bueno en un momento dado que
tiene un coste estimado del proyecto de 16.000-19.000 millones de dólares, dijo
Hodée.
Statoil
dijo que el diseño final se espera en verano de 2015.
Su campo Johan Sverdrup en el Mar del
Norte aún sigue encaminado a su desarrollo con un precio de 32.500 millones.
El
proyecto Rosebank de Chevron en el Mar del Norte está entre los que tienen un
futuro inestable y la decisión sobre si seguir adelante probablemente se pase
más adelante en 2015 mientras la empresa evalúa su rentabilidad.
“Este proyecto no se consideraba
rentable a 100 dólares el barril, así que a niveles actuales es claramente
imposible”, dijo Bertrand Hodée, analista de Raymond James en París.
Este
analista estima un coste de desarrollo de 10.000 millones de dólares para
Rosebank, con posibles
reservas de 300 millones de barriles - lo que significa que Chevron sólo
recuperaría 33 dólares por barril.
Incluso
con un precio del petróleo a 120 dólares el barril, la rentabilidad de algunos proyectos estaba ya en
duda porque los costes de desarrollo han crecido en los últimos años.
El
proyecto Rosebank ya se ha retrasado algunos años.
“El
proyecto Rosebank está en la fase inicial de ingeniería y desarrollo. La
revisión de la rentabilidad y el trabajo adicional de ingeniería avanza… Es
prematuro hacer afirmaciones sobre una fecha para la FID.”
Hodée
dijo que cualquier
proyecto sobre el mar u offshore con un coste de desarrollo superior a 30 dólares
por barril probablemente se paralizaría con los actuales precios.
La
noruega Statoil dijo a principios de diciembre 2014 que había pospuesto hasta
octubre - un retraso de 6 meses -, una decisión para invertir 5.740 millones de
dólares en el campo Snorre en el mar de Noruega debido a que su rentabilidad
estaba amenazada.
Los nuevos campos petrolíferos
normalmente requieren de 4 a 5 años para ser desarrollados y miles de millones
invertidos antes de que salga la primera gota de petróleo de ellos.
Cualquier
retraso en la producción es un mal presagio para las petroleras internacionales
que ya pasan apuros para sustituir las limitadas reservas a medida que la
exploración se hace más difícil y los descubrimientos son menores.
También apunta a unas reservas más
ajustadas al final de esta década.
“Canadá”
Los proyectos en arenas bituminosas en
Canadá, que necesitan unas complejas y caras técnicas de extracción, son las
menos improbables en seguir adelante dado su alto grado de inversión y su
relativamente poco retorno.
Total
decidió recientemente posponer la FID en el proyecto Joslyn de Alberta, cuyo
coste Hodée estimó en 11.000 millones de dólares.
El
proyecto de gas natual licuado (GNL) de Shell en la Columbia Británica de
Canadá, ya bajo presión por un persistente aumento del suministro, se enfrenta a mayores tensiones
por el actual entorno de precios, dijeron analistas.
Según
Citi, el proyecto requiere 80 dólares por barril para ser rentable.
El
director financiero de Royal Dutch Shell, Henry Simon, señaló en octubre 2014
que era “menos probable” seguir adelante con proyectos no convencionales en
Canadá si el precio del petróleo bajaba de 80 dólares el barril.
Preguntado sobre lo que piensa
actualmente la compañía, un portavoz de Shell no realizó comentarios sobre
“decisiones internas”.
BP paralizó el año 2013 una decisión
sobre su proyecto Mad Dog en fase dos en aguas profundas del golfo de México después de que sus
costes de desarrollo creciesen hasta 20.000 millones de dólares y la petrolera
espera ahora más retrasos en la inversión para su desarrollo.
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