Petrobras en una de las pocas grandes empresas mundiales de energía que ha aumentado su producción de petróleo durante 2020
MATTHEW SMITH
Hace casi una década, el auge del petróleo en alta mar emergente 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.
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 pre-sal. Los precios del petróleo fuertemente más débiles y la pandemia de COVID-19 han hecho poco para frenar la expansión del presal de Petrobras. Para el tercer trimestre 2020 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 convertirá 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 Surinam 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-Surinam. 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 Hess Corporation, socio de Exxon en Stabroek Block, subraya las empresas, que 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 fin del estancamiento político de Guyana apunta a una mayor estabilidad, lo que refuerza su atractivo para las empresas energéticas internacionales.
Surinam, que comparte la cuenca costa afuera Guyana-Surinam, también está progresando con su propio auge petrolero en alta mar. Compañía internacional de energía Apachey el socio Total han realizado tres importantes descubrimientos de petróleo en las costas de Surinam 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 Surinam 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 Surinam 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 Surinam 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 Surinam, 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. Las experiencias de Brasil.
Este año ha sido turbulento para los mercados energéticos mundiales. La pandemia de COVID-19 y la caída de los precios de marzo de 2020 hicieron que los mercados cayeran en picada, lo que hizo que el índice de referencia del precio del petróleo de América del Norte West Texas Intermediate se hundiera en territorio negativo por primera vez en la historia.
Esos eventos , junto con la aparición de contenidos de azufre más estrictos para los combustibles, han precipitado una sacudida en la industria petrolera mundial y han transformado los supuestos tradicionales de precios. La popularidad del petróleo crudo dulce entre las refinerías asiáticas está aumentando a un ritmo sólido.
Esta es una tendencia importante de entender porque crea una situación en la que muchos crudos ácidos pesados y extrapesados, como los que se encuentran en las arenas petrolíferas de Canadá y Venezuela, podrían convertirse en activos varados.Más pronto de lo esperado. También ha visto cómo los diferenciales de precios entre los crudos dulces y el índice de referencia internacional Brent alcanzaron máximos históricos, con la demanda asiática de crudo dulce aumentando vertiginosamente.
El petróleo crudo de grado Tapis de Malasia, producido en el mar del sur de China cerca de la península de Malasia, ha sido reconocido como el más caro del mundo . Su ligereza con una gravedad API de 42,7 grados y dulzura, que hace que Tapis posea un contenido de azufre extremadamente bajo de 0,04%, lo hace muy deseable para refinarlo en gasolina, diesel y otros combustibles de alta calidad. La popularidad de Tapis parece estar disminuyendo y ahora se cotiza con un descuento del 7% frente al Brent, en lugar de una prima. Eso se puede explicar por la creciente demanda entre las refinerías asiáticas de otros grados de petróleo crudo de alta calidad. A principios de este año algunos contendientes inesperadosdesafió el manto de Tapis como el más caro del mundo.
Para septiembre de 2020, los crudos dulces pesados australianos Vincent y Van Gogh se negociaban con primas a Tapis a pesar de las densidades API más pesadas de 18,5 y 17 grados y un mayor contenido de azufre de 0,55% y 0,37% respectivamente. Esto, como de Oilprice.com Viktor Katona explicó, fue debido a su utilidad de mezcla y puntos de fluidez extremadamente bajos de menos 17 grados y menos 15 grados Celsius, respectivamente. El punto de fluidez es una característica importante pero a menudo ignorada del petróleo crudo. Es la temperatura más baja a la que un crudo fluirá por gravedad cuando se enfríe, más allá de ese punto se vuelve plástico y no fluirá, por lo que es imposible almacenarlo o transportarlo a través de una tubería. El punto de fluidez es indicativo del contenido de parafina de una mezcla de petróleo crudo porque mayores volúmenes de parafina crean una mayorpunto de fluidez.
El alto contenido de parafina es una característica indeseable para los refinadores porque aumenta la dificultad y el costo de procesar el petróleo crudo. Los puntos de fluidez extremadamente bajos de los grados de petróleo crudo Vincent y Van Gogh y, por lo tanto, el bajo contenido de parafina, explica aún más el aumento en su popularidad.
Hay indicios de que dos grados de crudo brasileño podrían llevarse la corona como los crudos más caros del mundo. La demanda de los grados de petróleo crudo Lula y Buzios de Brasil, que se producen en los campos petroleros pre-sal en alta mar del país, se ha disparado desde la implementación de IMO2020.que limita el contenido de azufre de los combustibles marítimos al 0,5% masa por masa.
Ambos son crudos dulces de grado medio con gravedad API de 29 grados y 28,4 grados respectivamente y bajo contenido de azufre de 0,27% y 0,31%. Lula y Buzios también poseen puntos de fluidez bajos de alrededor de 9 grados Celsius, lo que indica bajos volúmenes de parafina, que cuando se combinan con un bajo contenido de metales los hace más baratos y más fáciles de refinar en gasolina, diesel y otros combustibles de alta calidad en comparación con muchas otras mezclas de petróleo crudo.
Esto explica la creciente demanda de Lula y Buzios entre las refinerías asiáticas, que a fines de septiembre de 2020 vio a Brasil convertirse en el tercer mayor proveedor de petróleo crudo a China en comparación con el sexto lugar en 2018. Para septiembre de 2020, informó la compañía petrolera nacional de Brasil, Petrobras.exportaciones récord de crudo de poco más de 1 millón de barriles diarios, con la mayoría de esos cargamentos destinados a China. No es solo la segunda economía más grande del mundo la que está comprando petróleo crudo brasileño, ha habido un aumento en la demanda de otros países, incluidos Estados Unidos, España, Portugal y los Países Bajos.
Las refinerías de otros países asiáticos, especialmente la India, han señalado que desean aumentar las importaciones de petróleo crudo de grado medio dulce brasileño. La sólida y creciente demanda de crudo medio dulce brasileño elevará su precio. El diferencial entre Lula y Brent se ha cerrado significativamente durante el último año. Según datos de Oilprice.com, Lula cotiza con una prima del 4% frente al Brent o casi $ 2 por barril más caro. Lula vende a Tapis a un precio superior al 8,5%, lo que equivale a unos $ 3 por barril más. Por las razones discutidas, es probable que el diferencial de precios entre Lula y Brent se amplíe aún más, especialmente si la demanda de Asia se mantiene fuerte. El precio de Buzios es más difícil de encontrar, pero según Petrobras, como Lula, se cotiza con una prima frente al Brent en China.
Si bien EE. UU. Tiene la mayor capacidad de refinación a nivel mundial de todos los países, con una parte significativa configurada para grados de crudo pesado amargo más baratos, la capacidad de procesamiento combinada de China, India y otros países asiáticos supera significativamente la de América del Norte. La mayoría de esas refinerías están diseñadas para procesar crudos más ligeros y dulces , lo que significa que la demanda de petróleo crudo dulce de Brasil no solo se mantendrá fuerte sino que seguirá expandiéndose. Esto explica por qué la producción de pre-sal de Brasil continúa expandiéndose a pesar de la caída de la producción total de petróleo crudo debido al cierre de pozos en tierra, aguas poco profundas y no-pre-sal antieconómicos debido al difícil entorno de precios.
Durante septiembre de 2020, la producción de petróleo presal de Brasil alcanzó un promedio de 2.586.626 barriles diarios, un 13% mayor que en el mismo mes del año anterior. Esto hizo que la producción de petróleo crudo presal sea responsable del 70% de la producción total de hidrocarburos de Brasil en comparación con el 61% del año anterior. Los campos Tupi y Buzios, que bombean petróleo crudo Lula y Buzios, cuando se combinan, son responsables del 72% de la producción de petróleo pre-sal de Brasil.
Petrobras es la fuerza impulsora detrás del crecimiento de la producción de petróleo del presal de sus operaciones del presal de bombeo en promedio de 1,65 millones de barriles diarios para el tercer trimestre de 2020. Esto fue casi un 21% mayor año tras año y representó el 62% del total de producción de sal. La compañía petrolera nacional de Brasil está invirtiendo fuertemente en incrementar la actividad en el campo de Buzios para aumentar la producción de lo que se está convirtiendo en un crudo de grado medio de bajo contenido de azufre muy popular. La fuerte demanda de grados de petróleo de Lula y Buzios, junto con su prima al Brent y una recuperación anticipada del precio del petróleo durante 2021, impulsarán los ingresos petroleros de Brasil, así como las ganancias de Petrobras.
