Hace casi una década, el auge emergente del petróleo en alta mar de América del Sur fue visto como una moda desencadenada por el alza de los precios del petróleo, que en 2011 se había recuperado de la Gran Recesión para cotizar a más de 100 dólares el barril.
Por Matthew Smith para Oilprice | Traducción libre del inglés por lapatilla.com
A principios de 2012, el precio internacional del Brent alcanzó un máximo de más de $ 128 por barril y se mantuvo en promedio en más de $ 100 por barril hasta la caída de precios de finales de agosto de 2014. A esos precios, los proyectos petroleros de alto costo, incluida la costa de Brasil, se hicieron populares entre las grandes empresas energéticas mundiales, ya que buscaban aprovechar para impulsar las reservas, la producción y las ganancias de petróleo. Durante 2012 hubo poca o ninguna producción de los masivos campos petroleros marinos pre-sal de Brasil, para 2015 bombearon alrededor del 50% de la producción total de petróleo del país y fueron responsables de tres cuartos a fines de septiembre de 2020.
Cuando surgió el auge del petróleo pre-sal en 2012, los costos de equilibrio se estimaron en más de $ 60 por barril. Desde entonces, han caído progresivamente, con Petrobras estimando $ 55 por barril en 2014 y el Instituto de Gobernanza de Recursos Naturales declarando en agosto de 2020 que eran $ 45,50 por barril para la costa atlántica de Brasil. La compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras, cree que los costos de equilibrio caerán a tan solo 35 dólares por barril. Petrobras afirma que el costo de equilibrio promedio en todas sus operaciones es de $ 21 por barril, lo que las hace rentables incluso en el desafiante entorno operativo actual.
Según la consultora de la industria energética Rystad Energy, Petrobras es responsable del 88% de los gastos operativos en aguas profundas de Sudamérica, destacando que Brasil es el impulsor clave del auge de la alta mar en el continente. Hay indicios de un auge mayor en el futuro para Brasil, lo que respaldará las opiniones de Petrobras de que los costos de equilibrio seguirán cayendo, en particular para la importante producción de petróleo del pre-sal.
Los precios del petróleo bastante más débiles y la pandemia de COVID-19 han hecho poco para frenar la expansión del presal de Petrobras. Para el tercer trimestre2020 La producción de petróleo de la compañía petrolera nacional de Brasil se expandió en un saludable 5,4% en comparación con el trimestre anterior, y en un 2,6% año tras año a un promedio de poco menos de 3 millones de barriles diarios. Esto convierte a Petrobras en una de las pocas grandes empresas mundiales de energía que ha aumentado su producción de petróleo durante 2020. Es importante señalar esto porque es un evento poco común en el duro entorno operativo actual donde la producción de petróleo ha estado disminuyendo para la mayoría de los productores de petróleo upstream en un año tras año. Las malas perspectivas mundiales del petróleo y los precios mucho más débiles obligaron a las empresas de energía de todo el mundo a recortar los gastos de exploración y desarrollo. Muchos también se vieron obligados a cerrar pozos que no eran económicos para operar en el difícil entorno empresarial actual. La producción disminuyó significativamente para la mayoría de las empresas de energía en comparación con 2019.
El hecho de que Petrobras siga expandiendo su producción de petróleo en 2020 es un buen augurio para el éxito continuo del auge costa afuera de Brasil, particularmente con su creciente gasto en sus campos petroleros pre-sal. Los campos petroleros del presal de Buzios y Tupi son responsablespara el 63% de la producción total de petróleo de Brasil y el 72% de la producción del presal del país. Ambos campos producen petróleo crudo dulce de grado medio que tiene una gran demanda entre las refinerías asiáticas. El campo de Buzios ya está produciendo más que los campos de petróleo en tierra y en aguas someras de Petrobras combinados. A pesar de recortar su gasto de capital de 5 años a entre $ 40 y $ 50 mil millones de los $ 64 mil millones planeados originalmente, Petrobras se compromete a aumentar la actividad en sus campos petroleros pre-sal, en particular Tupi y Buzios.
Debido a las malas perspectivas para el crudo y los precios débiles, Petrobras está invirtiendo solo en aquellos proyectos que alcanzaron el punto de equilibrio en $ 35 Brent con un enfoque en sus activos pre-sal habiendo destinado el 71% de su presupuesto de exploración y producción para esas operaciones. Un precio de equilibrio tan bajo garantizará que esos activos tengan un flujo de caja positivo incluso en el duro entorno operativo actual. Petrobras planea poner en funcionamiento 12 buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción para 2025, con 4 destinados al campo petrolífero de Buzios. Esto impulsará sustancialmente la producción de crudo medio dulce de Petrobras, que se ha convertido en un éxito entre las refinerías asiáticas, ya que Brasil se convertió en el tercer mayor proveedor de petróleo crudo de China a fines de septiembre de 2020.
El auge del petróleo en alta mar en América del Sur no se limita solo a Brasil. Los acontecimientos recientes en Guyana y el vecino Suriname apuntan a que ambos países están al borde de importantes auges petroleros en alta mar. El atractivo de la costa de Guyana está creciendo, especialmente desde que la gran empresa ExxonMobil realizó 18 importantes descubrimientos de petróleo de alta calidad. La empresa afirma tener más de8 mil millones de barriles de recursos recuperables solo en el Bloque Stabroek. Esos eventos apuntan a un tremendo potencial petrolero en la parte de Guyana de la cuenca costa afuera de Guyana-Suriname. Exxon comenzó la producción en Stabroek Block en diciembre de 2019 en la operación Liza Phase One. Exxon está en el proceso de desarrollar Liza Phase Two, que agregará 220.000 barriles diarios a su producción de petróleo en el Bloque Stabroek. El supermajor petrolero recibió recientemente la aprobaciónpara continuar con el desarrollo de $ 9 mil millones de Payara que sumará otros 220,000 barriles de petróleo a su producción costa afuera de Guyana en 2024. Exxon prevé bombear 750,000 barriles de crudo en el Bloque Stabroek para 2025. El atractivo de Guyana costa afuera para la inversión de energía internacional de Hess Corporation, socio de Exxon en Stabroek Block, afirma que los costos de equilibrio son de alrededor de $ 35 por barril bombeado. Todo indica que a medida que se establezca más infraestructura y mejore la experiencia en perforación y la tecnología, esos costos caerán. El ambiente político de Guyana apunta a una mayor estabilidad, lo que refuerza su atractivo para las empresas energéticas internacionales.
Suriname, que comparte la cuenca costa afuera Guyana-Suriname, también está progresando con su propio auge petrolero en alta mar. LacCompañía internacional de energía Apache y el socio Total han realizado tres importantes descubrimientos de petróleo en las costas de Suriname durante 2020. Se han identificado como petróleo crudo ligero con densidades API de 40 grados o más. Se especula que los costos de equilibrio en la costa de Suriname serán similares a los de Guyana o incluso más bajos. Los operadores podrán aprovechar el conocimiento adquirido en Guyana y la infraestructura petrolera establecida para respaldar las operaciones en alta mar en la ex colonia británica.
El nuevo gobierno de Suriname y la compañía petrolera nacional Staatsolie están enfocados en desarrollar el considerable potencial petrolero de la empobrecida colonia holandesa. Hay indicios emergentes de que Guyana y Suriname podrían convertirse en destinos preferidos para las inversiones de las grandes petroleras internacionales debido a los bajos costos de equilibrio.
Si bien se habla de un auge petrolero sudamericano para evocar visiones de los enormes campos de petróleo pesado en tierra de Venezuela y Colombia, el continente se ha convertido en un lugar líder para la exploración y producción de petróleo en alta mar.
Los descubrimientos de petróleo pre-sal de Brasil han cambiado las reglas del juego para la industria petrolera de América del Sur. El auge emergente en la cercana Guyana, así como la creciente actividad de exploración en Suriname, están agregando impulso. Incluso el colapso del precio del petróleo en marzo de 2020, las malas perspectivas para el petróleo y la pandemia de COVID-19 han tenido un impacto insignificante.
La caída de los costos de equilibrio y el fuerte aumento de la demanda de mezclas de petróleo crudo liviano a medio dulce asegurarán que el auge continuará a pesar del difícil entorno operativo actual.