América del Sur ha dado un salto en la reducción de costos desde 2013, cuando era la región más cara del mundo para los costos de producción de petróleo y gas en aguas profundas. El gasto operativo promedio (opex) por barril de petróleo equivalente se ha reducido a más de la mitad desde entonces, de aproximadamente $ 26 a $ 12,7 en 2020, muestra un informe de Rystad Energy. La región también disfrutó de la mayor caída de costos a nivel mundial este año, tanto en términos absolutos como porcentuales.
La operación operativa en aguas profundas de Sudamérica está impulsada principalmente por Brasil, que representó aproximadamente el 99% de los costos de las instalaciones industriales abandonadas del continente entre 2013 y 2020. La petrolera estatal brasileña Petrobras por sí sola representó casi el 88% de la operación operativa en aguas profundas de Sudamérica. Por lo tanto, tiene sentido enfocar las reducciones de costos en Brasil para lograr el mayor impacto.
Uno de los factores que ha ayudado a Brasil a ahorrar gastos operativos es que Petrobras cambia su flota flotante de embarcaciones de producción, almacenamiento y descarga (FPSO). Cuando el actor estatal inicialmente comenzó a producir en las cuencas del presal, optó por alquilar la mayor parte de su flota, lo que provocó un aumento en sus costos operativos. En 2015–2016, la empresa comenzó a solicitar más FPSO de su propiedad.
Nuestras cifras muestran que Petrobras aumentó su flota de FPSO de propiedad en 16, mientras que redujo el número de FPSO alquiladas en seis de 2013 a 2020. Ocho de cada 10 campos en Brasil con años de puesta en marcha de 2018 a 2020 se han desarrollado a través de FPSO de propiedad mientras los dos campos restantes utilizan unidades arrendadas, lo que confirma el cambio del país de embarcaciones arrendadas a embarcaciones propias.
Impulsada por la actual volatilidad del mercado Covid-19 y la agitación en la industria energética, Petrobras también ha reducido su número de empleados en aproximadamente un 22% este año mediante programas de compra. La compañía planea lograr recortes de costos totales de alrededor de $ 2 mil millones en 2020 al reducir sus gastos generales y ceder espacio de oficina innecesario.
Otro factor importante para la reducción del opex en América del Sur es una caída del 55,2% en el valor del real brasileño (BRL) frente al tipo de cambio del dólar estadounidense (USD) desde 2013. Esto ha reducido el opex por barril a medida que se incurre en costos en BRL pero pagado en USD. Por tanto, la depreciación del real ha contribuido a compensar las presiones inflacionarias locales de los precios de los bienes y servicios generales.
Petrobras también ha aumentado su producción de petróleo y gas de 2013 a 2020, lo que ha reducido aún más el opex por barril gracias a las economías de escala. Mirando esto desde una perspectiva global y más genérica, los campos que ya están produciendo generalmente tienen más probabilidades de tener un opex más bajo.
Además de los factores mencionados anteriormente, la cartera de campos de producción en América del Sur se ha vuelto más joven, y los campos más nuevos requieren mucho menos mantenimiento que los campos maduros que generalmente tienen costos operativos más altos. Más de 110 campos maduros han sido abandonados en el continente durante los últimos ocho años, y los nuevos campos ahora representan más de la mitad de la producción total en América del Sur en comparación con el 17% de los campos muy maduros. En general, la participación en la producción de los campos que han pasado la mitad de su vida útil ha disminuido drásticamente en América del Sur desde 2013. Será interesante ver los perfiles de costos de Brasil y Petrobras cuando el desmantelamiento de los campos más antiguos comience en unos pocos años, dado el falta de experiencia del país en esta área.
“Mirando hacia el futuro, esperamos que los gastos operativos por barril en aguas profundas se mantengan relativamente estables de 2020 a 2021. Sin embargo, después de 2021 vemos que los costos de extracción por producción aumentarán aproximadamente $ 4 por boe, manteniéndose en ese nivel hasta 2024 con un aumento de aproximadamente $ 1 en 2025 ”, afirma el vicepresidente de investigación de servicios energéticos de Rystad Energy, Matthew Fitzsimmons.
La incertidumbre infligida por Covid-19 significa que las empresas de servicios, los operadores y los inversores seguirán vigilando sus presupuestos y se mantendrán alejados de cualquier proyecto no rentable o de alto riesgo en los meses y años venideros. Debido al precio spot generalmente bajo y turbulento del Brent este año, es probable que las inversiones y proyectos que no cumplan con los criterios de costo y riesgo establecidos por las empresas se retrasen.
Conseguir el menor coste por producción posible será, por tanto, más vital que nunca, a pesar de que es poco probable que se reduzcan los costes como los observados en 2014-2016, ya que muchas de las posibilidades ya se han agotado. Las estrategias de reducción de costos adoptadas por América del Sur, y más específicamente Brasil, podrían servir como hoja de ruta para otras regiones y países con dificultades.
