Cómo enfrentarán Argentina, Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú la crisis luego del peak oil
MATHEW SMITH
Los precios del petróleo fuertemente más débiles y la pandemia de COVID-19 están pesando mucho en las perspectivas del petróleo crudo. No solo el petróleo y el gas de esquisto de EE. UU. Experimentarán una ola de activos varados debido a las malas perspectivas para el petróleo crudo, sino que un evento de este tipo también se avecina en América Latina.
El último repunte del petróleo, impulsado por las esperanzas de una vacuna contra el coronavirus, ha visto al Brent subir más del 33% desde principios de junio de 2020 a alrededor de $ 49 por barril, pero puede que aún no sea suficiente.
El impulso global para reducir las emisiones, descarbonizar la economía mundial y ralentizar el cambio climático no hace más que aumentar la presión sobre los mercados petroleros. Una amenaza clave para el futuro del petróleo en América Latina es la aparición del pico del petróleo , que se espera que llegue en 2030 o incluso antes.. Cuando eso ocurra, la demanda de combustibles fósiles dejará de crecer y comenzará a debilitarse constantemente, lo que hará que los precios del petróleo entren en un período de declive sostenido. El consumo de combustibles fósiles disminuirá gradualmente a medida que aumente la adopción de vehículos eléctricos y se acelere el impulso para descarbonizar la economía mundial.
Los objetivos de emisión de carbono establecidos por el Acuerdo de París y las regulaciones de emisión de combustibles cada vez más estrictas, incluido un esfuerzo concertado para reducir drásticamente el contenido de azufre, están afectando la demanda de algunos grados de petróleo crudo. Estos desarrollos representan una amenaza directa para el sector de hidrocarburos de América Latina y la viabilidad de los recursos petroleros de la región. Algunos de los activos petroleros más vulnerables en América Latina son aquellos con altos costos de equilibrio que operan en jurisdicciones menos estables políticamente como Argentina.
La formación de esquisto en la Patagonia, considerada durante mucho tiempo por Buenos Aires como una bala de plata económica, corre el riesgo de convertirse en un activo varado. El juego de esquisto tiene algunos de los costos de equilibrio más altos de América Latina. Los nuevos proyectos necesitan Brent a más de $ 50 por barril para alcanzar el punto de equilibrio y las operaciones existentes requieren que el índice de referencia internacional se cotice a $ 45 a $ 50 por barril para tener un flujo de caja positivo.
En un entorno operativo en el que el Brent se cotiza a menos de 50 dólares por barril, las empresas energéticas internacionales buscarán invertir en otra parte. Según el Instituto Argentino de Energía, un grupo de expertos nacional, las grandes empresas internacionales de energía que ya operan en Vaca Muerta, como Chevron, Shell y ExxonMobil, redirigirán el capital a campos petrolíferos de menor costo fuera de Argentina.
El riesgo de que Vaca Muerta y sus recursos de hidrocarburos, estimados por la EIA de EE. UU. En 16 mil millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas natural, se conviertan en un activo inmovilizado se amplifica por los mayores riesgos políticos y económicos en Argentina. El riesgo asociado al país se incrementó el año pasado por el triunfo de un candidato peronista, Alberto Fernández, en las elecciones presidenciales y el nombramiento de Cristina Fernández de Kirchner, artífice de la nacionalización de YPF en 2012, como vicepresidenta. Esos riesgos se amplifican aún más por las consecuencias económicas y políticas de la pandemia de COVID-19, que el FMI predice que hará que el PIB de Argentina en 2020 se contraiga en casi un 12%.
Los bajos precios del petróleo y la amenaza de una demanda disminuida significan que muchas otras operaciones de alto costo en América Latina se enfrentan a un peligro similar. Según el Natural Resource Governance Institute, hasta el 40% de los activos petroleros productores en la costa atlántica de Brasil, el Caribe de Colombia, la Amazonía peruana y Venezuela no son económicamente viables con Brent a 50 dólares por barril o menos. Las predicciones de que el petróleo promediará menos de 50 dólares por barril durante 2021 aumentan el riesgo de que algunas de esas operaciones se conviertan en activos inmovilizados. Ese riesgo es aún mayor para los campos petrolíferos que están produciendo grados más ácidos de petróleo crudo.
La implementación continua de regulaciones destinadas a reducir las emisiones, en particular el dióxido de azufre y las partículas, está haciendo que los grados de petróleo crudo con alto contenido de azufre sean menos populares entre las refinerías. Son más difíciles y costosos de refinar en gasolina, diésel, fuel oil y otros combustibles de alta calidad y bajo contenido de azufre. Según el Consejo Internacional de Transporte Limpio, los combustibles bajos en azufrehacen que los vehículos sean más limpios y aquellos con un contenido de azufre casi nulo prácticamente no tienen emisiones de óxido de nitrógeno o partículas. Esto demuestra el considerable beneficio creado al presionar para eliminar el azufre de los combustibles.
Los grados de petróleo crudo más livianos y dulces son más baratos y menos complejos de refinar, lo que requiere menos mejoras en la refinería que el petróleo más pesado con mayor contenido de azufre. La introducción de IMO2020, que impone estrictas restricciones al contenido de azufre de los combustibles búnker marinos, provocó un salto significativo en la demanda de grados más dulces de petróleo crudo de las refinerías asiáticas. La producción de combustible búnker marino es uno de los mayores consumidores de petróleo crudo pesado con mayor contenido de azufre. Dado que el mercado de transporte marítimo mundial es uno de los mayores consumidores de combustible del mundo, IMO2020 está teniendo un efecto profundo en la demanda.para crudos dulces más ligeros .
Esto podría hacer que la demanda de crudo pesado producido por Venezuela, Colombia, Ecuador y Perú cayera significativamente. Muchas de las mezclas de petróleo crudo de Venezuela tienen una gravedad API de 11º a 24º y un contenido de azufre de 2% o más, lo que las hace muy poco atractivas en un mundo de bajas emisiones.
Los altos costos de equilibrio de Venezuela, estimados en un promedio de 42 a 56 dólares por barril, junto con su infraestructura petrolera nacional en ruinas, las estrictas sanciones estadounidenses y la urgente necesidad de un cambio de régimen significan que una gran proporción de sus 303 mil millones de barriles de reservas de petróleo se volverá antieconómico de explotar en un mundo bajo en carbono.
Colombia, que también produce predominantemente variedades de crudo ácido más pesado, está experimentando vientos en contra similares. Las mezclas clave de petróleo pesado Castilla y Vasconia del país andino tienen densidades API de 17,7º y 23º, mientras que su contenido de azufre es de 1,83% y 1,09% respectivamente, lo que las hace poco atractivas para las refinerías que buscan cumplir con los requisitos de emisiones de manera rentable .
La idea de invertir en la industria petrolera de Colombia es aún menos atractiva debido a los costos de equilibrio después de impuestos de $ 40 a $ 45 por barril y problemas de seguridad nacional .. El crudo principal de Perú Loreto tiene una gravedad API de 19,1º y azufre de 1,05% que, con un punto de equilibrio de $ 37,72 por barril, reduce el atractivo de invertir en Perú para las empresas energéticas extranjeras.
Esto se ve agravado por el conflicto en curso en la Amazonía peruana, donde se encuentra la mayor parte de su industria petrolera en tierra. Una clara falta de licencia social y el resentimiento de la comunidad hacia Lima están fomentando un conflicto civil significativo y continuo con manifestantes que bloquean e incluso se apoderan de campos petroleros e infraestructura de oleoductos crucial que obligan a detener la producción.
Ecuador enfrenta vientos en contra similares ya que sus crudos Napo y Oriente tienen densidades API de 16.8º y 23.6º y un contenido de azufre de 2.33% y 1.61% respectivamente, y ambos tienen altos costos de equilibrio. La refinería Esmeraldas del país andino, que es propiedad de PetroEcuador, controlada por el estado y solo ha funcionado esporádicamente durante años, es incapaz de producir combustible búnker marino compatible con IMO2020 a menos que el producto final se mezcle con petróleo crudo importado, más liviano y dulce.
Esto, junto con el envejecimiento de la infraestructura energética nacional, los cortes de oleoductos y el creciente disenso de la comunidad en la Amazonía ecuatoriana hacia la industria petrolera, reduce considerablemente el atractivo de invertir en el país sudamericano. Sin una inyección significativa de capital en la fallida infraestructura energética de Ecuador, será cada vez más difícil de explotar sus reservas de petróleo de más de 8 mil millones de barriles.
El creciente impulso para descarbonizar la economía global, la adopción acelerada de vehículos eléctricos y las regulaciones de emisiones cada vez más estrictas están pesando mucho en las perspectivas de los combustibles fósiles. Esos factores, junto con los altos costos de equilibrio y el elevado riesgo geopolítico, aumentan la probabilidad de que una parte considerable de las reservas de petróleo de América del Sur se conviertan en activos varados.
En algunas jurisdicciones, esto puede atribuirse al mal manejo de los recursos naturales, la falta de inversión en infraestructura de apoyo y los principales obstáculos políticos. A medida que esas reservas de petróleo se vuelvan antieconómicas, tendrá un fuerte impacto en las economías dependientes del petróleo, particularmente Venezuela , Colombia y Ecuador, lo que provocará una desaceleración del crecimiento.
