Las inversiones realizadas a principio de la década en proyectos de desarrollo offshore que fueron aprobados con una estructura de costos basada en precios del petróleo por encima de US$ 100, están obligando ahora a las compañías petroleras internacionales a luchar para obtener dividendos con sus activos offshore.
Las empresas internacionales de E&P están haciendo esfuerzos para ganar dinero con las inversiones offshore realizadas durante el repunte de inversiones entre 2010 y 2014, según un estudio de Rystad Energy.
Rystad Energy ha evaluado todos los yacimientos petrolíferos en altamar que fueron aprobados para inversión desde 2010 y los ha clasificado por valor estimado por barril de petróleo equivalente (boe) en diversos escenarios de precios del petróleo.
La actividad fue récord durante el ciclo de inversión de 2010 a 2014, cuando las compañías energéticas lograron llevar proyectos a decisiones finales de inversión (final investment decisions) en yacimientos petrolíferos offshore que representaban colectivamente cerca de 40 mil millones de boe de recursos totales.
La cantidad de volúmenes autorizados alcanzó un máximo de 13,2 millones de boe en 2011 con los precios del petróleo a más de US$ 100. Posterior a eso los proyectos que fueron autorizados alcanzaron en 2016 sólo 0.6 millones de boe para yacimientos petrolíferos offshore. En los últimos dos años, la tendencia de los volúmenes de sanción ha ido a día.
Rystad Energy ha evaluado todos los yacimientos petrolíferos offshore que fueron autorizados para desarrollo desde 2010. Evaluaron los flujos de efectivo históricos (incluidos los ingresos, los costos y los impuestos) y los posibles flujos de efectivo futuros, y se realizaron cálculos del Valor Presente Neto (VPN) de los proyectos en el momento de la decisión de inversión.
Los flujos de efectivo futuros se calculan en diferentes escenarios de precios del petróleo del Brent en US$40, US$60 y US$70 por barril. Para comparar el valor creado para diversos proyectos y años de aprobación, la valoración vista desde el año sancionador se divide por recursos, lo que resulta en valor por boe.
Al desglosar estas cifras, Rystad Energy descubre que los años enteros de proyectos de desarrollo de campo offshore no ofrecerán un retorno de la inversión en el entorno actual de precios del petróleo:
Los proyectos offshore sancionados entre 2010 y 2012 apenas han podido generar valor alguno para las empresas de E&P
Se espera que los proyectos sancionados entre 2013 y 2014 no tengan creación de valor. Para que las empresas upstream salgan de esos años de inversión sin pérdidas masivas, el precio del petróleo tendrá que aumentar a alrededor de US$ 70 por barril.
Al mismo tiempo, la creación de valor es positiva para proyectos entre 2015 y 2018, incluso cuando se aplica un precio futuro del petróleo de sólo $40 por barril.
Al revisar los proyectos offshore autorizados entre 2010 y 2014 con el conocimiento de hoy en día, se observa que el último ciclo de inversión offshore está luchando para crear valor.
Los altos costos de desarrollo combinados con los bajos precios del petróleo han socavado gravemente la rentabilidad de estos activos. De 2010 a 2014 se sancionaron alrededor de 3.000 nuevos yacimientos de petróleo, y Rystad Energy estima que alrededor de 800 de ellos no crearon valor.
Con el giro que se dio en los costos de desarrollo a partir de 2015, los proyectos sancionados en los últimos cuatro años están en una posición mucho mejor. Esto ilustra cómo las empresas que invirtieron durante el ciclo descendente han sido capaces de crear valor incluso en un entorno de precios del petróleo más bajos.
La razón por la que los proyectos sancionados entre 2010 y 2014 están luchando para crear valor se relaciona principalmente con la estructura de costos. Estos campos fueron aprobados cuando los precios del petróleo estaban por encima de los 100 dólares por barril, y la actividad estaba en un máximo histórico. Estos dos elementos condujeron a un aumento de los costos dentro de la industria de E&P, lo que aumentó el costo de desarrollo por boe, así lo expresó Espen Erlingsen, director del departamento de investigación Upstream en Rystad Energy.
Figura 1. VPN de los proyectos aprobados para inversión con base en escenarios de precio
El motor clave para el cambio de paradigma de 2015 se relaciona con los niveles de costos para la industria offshore. Las principales razones de las reducciones de costos son la reducción de los precios unitarios dentro de la industria (como las tasas de plataforma), el rediseño y la simplificación de nuevos proyectos, una moneda local más débil para algunas regiones offshore clave (como el Reino Unido, Noruega y Brasil) y el aumento de la eficiencia.
El Gobierno otorgó nuevos permisos de exploración para buscar hidrocarburos en zonas off shore. En esta ocasión fueron cuatro los bloques asignados por un total u$s 142 millones, de acuerdo a las ofertas presentadas y adjudicadas en mayo pasado.
Según las resoluciones 691, 694, 695 y 696 publicadas en el Boletín oficial, la Secretaría de Gobierno de Energía, dependiente del Ministerio de Hacienda, autorizó a la petrolera de origen noruego Equinor a comenzar las tareas exploratorias en estas áreas.
Los bloques asignados son:
+CAN_108: son aguas ultraprofundas, tiene una superficie aproximada de 2882,22 kilómetros cuadrados y está ubicada en la zona Cuenca Argentina Norte. Precisará una erogación de alrededor de u$s 16 millones.
+MLO_121 y MLO_123: estos dos bloques de aguas profundas tienen ocupan una superficie de 4290,83 kilómetros cuadrados y 3786,58 kilómetros cuadrados, respectivamente. Ambos pertenecen a la Cuenca Malvinas Oeste. Para la primera se desembolsarán u$s 66,1 millones, mientras que para la otra serán más de u$s 44,4 millones.
+AUS_105: se trata de un área de aguas someras de 2156,66 kilómetros cuadrados ubicada en la Cuenca Austral Marina. Demandará una inversión de u$s 15,2 millones.
El único bloque que la firma no operará en solitario será MLO_123, para el cual constituyó un consorcio junto a la francesa Total Austral y la estatal YPF . En tanto, para todas las áreas, Equinor tendrá permiso de exploración durante ocho años, dividido en dos períodos iguales, excepto para AUS_105, en el que tendrá siete años, partido en una primera etapa de cuatro años y una segunda de tres.
En septiembre de este año, la cartera comandada por Gustavo Lopetegui autorizó a Shell Argentina y Qatar Petroleum (QP) a explorar los bloques CAN_107 y CAN_109, con una oferta de inversión de más de u$s 67 millones. Un mes más tarde, ENI, la japonesa Mitsui y Tecpetrol, del Grupo Techint, recibieron luz verde para iniciar las tareas en MLO_124;y unos días después, QP y ExxonMobil consiguieron el permiso para MLO_113.
El Gobierno adjudicó 18 áreas en mayo, luego de que 13 empresas del sector presentaran proyectos por más de u$s 995 millones. A medida que autorizan el inicio de las tareas, las compañías tienen 180 días, a partir de la vigencia del permiso, para realizar la mensura del área correspondiente y presentarla ante la Secretaría de Gobierno de Energía, publicó Apertura.
La Autoridad de Seguridad del Petróleo (PSA, Petroleum Safety Authority, por sus siglas en inglés) de Noruega otorgó a Equinor Energy su consentimiento para perforar el pozo de exploración 35 / 10-5 en el Mar del Norte.El pozo 35 / 10-5 pertenece a la licencia de producción 827S, de la cual Equinor es el operador. El pozo recibió el nombre de prospecto de "Gabriel".
Las coordenadas geográficas del pozo a perforar son: 061° 11' 07.06" N y 003° 15' 10.86" E
La profundidad del agua en el sitio es de 367 metros.
El pozo se perforará utilizando la instalación de perforación móvil West Hercules, propiedad y operada por Seadrill. West Hercules es una instalación de perforación semisumergible de sexta generación construida en 2008 en el astillero Daewoo, Corea del Sur.
