La Cumbre Global de Energía de Wood Mackenzie ha abordado algunos de los problemas más importantes que enfrenta la industria. ¿Cómo utilizará la industria upstream una ganancia inesperada en el precio de un billón de dólares estadounidenses? ¿Deberían los gobiernos asiáticos hacer más para resucitar la disminución de la producción de gas? ¿Y cuál es el futuro de la exploración en esta región?
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En ciclos ascendentes anteriores, el patrón ha tendido a ser el mismo: mayores ingresos y flujo de caja llevan a un aumento del gasto ascendente. Pero la transición energética ha alterado las perspectivas de los productores de petróleo y gas, cambiando las reglas del juego no solo para las compañías petroleras internacionales (IOC), sino también para los operadores nacionales y los gobiernos anfitriones. Se requerirán decisiones cruciales sobre la asignación de capital, el ritmo de descarbonización y la política energética futura.
“Con los precios actuales del Brent, la industria upstream generará una montaña de efectivo”, dijo el director de investigación Kavita Jadhav. “Estimamos que las 42 IOC más grandes generarán una ganancia inesperada de más de 1 billón de dólares si los precios continúan por encima del precio de planificación de la industria de 50 dólares / bbl. Pero, ¿cómo invertir esta recompensa? El petróleo de US $ 80 / bbl brinda a las empresas opciones y la oportunidad de hacerlo todo: devolver efectivo a los accionistas, mantener la inversión en petróleo y gas y acelerar la inversión en oportunidades bajas en carbono. El ciclo ascendente actual presenta una oportunidad de oro para reposicionarse en un futuro muy diferente”.
La transición energética ha creado una incertidumbre sin precedentes sobre la demanda de petróleo y gas a largo plazo, cambiando las expectativas de las partes interesadas y las estrategias de la empresa. Crear un modelo de negocio que sea a la vez resistente y sostenible es el desafío.
Un dilema es crear un negocio upstream que sea rentable pero también descarbonizante. “El carbono ahora representa una amenaza existencial”, agregó Jadhav. “El valor en riesgo de solo las exposiciones de Alcance 1 y 2 de las principales IOC del mundo es enorme”.
Usando su herramienta de evaluación comparativa de emisiones, Wood Mackenzie estima que por debajo de un precio del carbono de 150 dólares la tonelada, las 38 empresas internacionales de explotación más grandes del mundo perderían un valor de 465.000 millones de dólares, o un 27% de su valor total.
Una ganancia inesperada temporal, junto con el aumento de los precios mundiales del petróleo y el gas, también plantea preguntas importantes para los gobiernos de Asia. La caída de la producción nacional de gas aumenta la exposición a los mercados y precios internacionales de gas natural licuado GNL. Los precios al contado del GNL en Asia se han más que cuadriplicado en los últimos meses a más de US $ 30 / mmbtu. Dado que las preocupaciones por la seguridad del suministro repercuten en todo el mundo, ¿deberían los gobiernos asiáticos hacer más para resucitar la disminución de la producción de gas?
“Puede parecer contrario a la intuición e impopular hablar de incentivos para la inversión upstream en un momento en el que las IOC se establecen para obtener ganancias récord, pero una parte cada vez menor de ese gasto upstream se invierte en Asia”, dijo el director de investigación Angus Rodger.
El déficit actual entre la producción y la demanda de gas de Asia es de casi 5 millones de boe / d. Con la producción en una trayectoria descendente y la demanda que parece robusta, debido tanto al cambio de carbón a gas como a la necesidad de respaldar la capacidad de energías renovables intermitentes, esa brecha parece llegar a los 17 millones de boe / d para 2040.
Esto significa que Asia seguirá siendo la sala de máquinas para la creciente demanda mundial de GNL durante las próximas dos décadas. Si bien esta es una gran noticia para los productores de GNL, aumentará la exposición de los gobiernos nacionales a las fluctuaciones de los precios mundiales y los riesgos de suministro.
“Pero a Asia no le faltan recursos de gas”, dijo Rodger. “En Asia Pacífico, más de 90 mil millones de boe de recursos se consideran actualmente comerciales y actualmente están en funcionamiento o en desarrollo. Actualmente se descubren otros 47 mil millones de boe, pero no son comerciales. Tenemos recursos importantes que están varados debido a la alta huella de carbono o términos fiscales poco atractivos “.
Los mismos desafíos se aplican al conjunto actual de proyectos de gas anteriores a FID en toda la región. Muchos tienen altos niveles de contenido de CO2, economía desafiante, plazos de entrega prolongados y, a menudo, un historial sustancial de retrasos y salidas en falso. Otras barreras al progreso incluyen riesgos superficiales y una participación gubernamental relativamente alta.
“El mundo, y Asia en particular, pueden no estar escasos de recursos”, dijo el director de investigación Andrew Harwood. “Pero lo que necesita son barriles con ventajas: petróleo y gas de bajo costo y bajo contenido de carbono que se puedan comercializar rápidamente. Por eso es crucial que sigamos explorando en Asia para encontrar más de esos barriles aventajados ”.
Asia Pacífico está bien posicionada, con una amplia infraestructura que brinda acceso rápido y de bajo costo a mercados de gas hambrientos. “Y se puede hacer. De los 32 mil millones de boe que se han descubierto con la broca en Asia Pacífico durante la última década, una cuarta parte ya está en funcionamiento ”, agregó Harwood. “Gran parte de estos recursos, como los grandes descubrimientos de lutitas y gas compacto en China en tierra, fueron posibles gracias al fácil acceso a los principales gasoductos combinados con incentivos gubernamentales”.
Una de las cuestiones clave debatidas en la cumbre upstream es la importancia de unas condiciones fiscales adecuadas. Con una escasez de actividad de exploración en curso y un conjunto de grandes proyectos de gas anteriores al FID que se requieren con urgencia para mejorar el suministro nacional pero que están luchando por progresar, los gobiernos deben repensar cómo incentivar nuevas inversiones, producción y descarbonización.
“Debido a que no hay garantía de que precios más altos conduzcan a altos niveles de reinversión upstream, como hemos visto tradicionalmente en el pasado, los gobiernos asiáticos deben competir más por la inversión internacional”, dijo Rodger. “¿La clave es decidir qué quiere que logren sus políticas fiscales: cosechar el valor upstream restante, incentivar nuevas inversiones o acelerar la transición a las energías renovables?”
Ya se están dando los primeros pasos tentativos. Por ejemplo, Australia está impulsando la regulación y acreditación de captura y almacenamiento de carbono (CAC), mientras que esta semana la Cámara de Representantes de Indonesia acordó una tarifa de impuesto al carbono de aproximadamente 2,10 dólares estadounidenses por tonelada de dióxido de carbono equivalente (CO2e). Pero, ¿estas políticas van lo suficientemente lejos como para acercar a los países a sus objetivos finales?
Los gobiernos deben crear sistemas fiscales adaptables que puedan evolucionar y respaldar estas nuevas formas de inversión. Rodger dijo: “Es fundamental que los términos fiscales complementen y respalden los objetivos energéticos de cada nación. Es probable que las estructuras fiscales de décadas anteriores ya no sean adecuadas para su propósito en un mundo que experimenta una transición energética acelerada.
“Al mismo tiempo, la industria upstream necesita trabajar más duro para comunicar a los reguladores que la descarbonización upstream a escala no es solo un costo adicional. Para muchas IOCS, ahora está unido a todas las demás formas de inversión upstream. Si no se puede habilitar el gasto en descarbonización, entonces toda la máquina de inversión se detendrá “.