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23/01/2015 | Análisis: Con la caída del barril, la caída de los proyectos

De Nuestra Redacción

Miles de millones de dólares de gastos en proyectos de petróleo y petroquímicos han sido desguazados o suspendidos, con Royal Dutch Shell y Premier Oil, con sede en Gran Bretaña, anunciando las primeras reducciones de costos para 2015 después del desplome de los precios del crudo. La petrolera anglo-holandesa abandonó los planes para una de las plantas petroquímicas más grandes del mundo, un proyecto de 6.5 billones de dólares con Qatar Petroleum, culpando a "la actual situación económica que prevalece en la industria de energía".

 

Estos movimientos se produjeron con Premier sosteniendo que retrasaría la decisión final sobre si se debe continuar con el proyecto Sea Lion de 2 billones de dólares en las Islas Malvinas hasta que haya una recuperación de los precios del petróleo. Junto con los socios Rockhopper Exploration y Falkland Oil & Gas, Premier mantiene su compromiso con una campaña de perforación adicional especulativa. La compañía también ha reducido las tasas de pago para los contratistas y otros trabajadores independientes que participan en los proyectos en el Mar del Norte y el sureste de Asia y está tratando de renegociar acuerdos con proveedores para recortar los costos de operación.

Mientras tanto, Statoil, la major noruega, dijo que había devuelto tres licencias de exploración en la costa oeste de Groenlandia, una zona considerada como una de las fronteras de más alto costo en la industria. "El precio del petróleo bajo significa que los presupuestos están siendo recortados y los desarrollos están siendo replegados", dijo Anish Kapadia de Tudor Pickering Holt, el banco de inversión. "Se está viendo menos perforación de exploración...llevándose a cabo".

En un ejemplo más de los recortes de gastos, Canadian Natural Resources, que opera en el Oeste canadiense, el Mar del Norte y el offshore de África Occidental, esta semana redujo su previsión de gasto de capital para este año a partir de 8.6 billones de dólares canadienses a 6.19 billones de dólares canadienses, citando una reducción en la perforación.

La caída del precio del petróleo ha avivado las preocupaciones sobre el crecimiento global, alimentando los temores acerca de la deflación e intensificando el escrutinio de gasto de capital en el sector energético, con las empresas recortando los presupuestos de exploración y desarrollo. El proyecto Al Karaana, un joint venture 80:20 entre Qatar Petroleum y Shell, habría producido productos petroquímicos en gran medida destinados para los mercados asiáticos.

La decisión de Shell de no proceder -un movimiento significativo a raíz de la reducción a la mitad del precio del petróleo desde el verano pasado a sólo 46 dólares por barril -fue tomada "después de una evaluación cuidadosa y exhaustiva de las citas comerciales" de ingenieros, procuración y construcción, dijo. Esto mostró que "los altos costos de capital lo hacían inviable comercialmente, sobre todo en la actual coyuntura económica que prevalece en la industria de energía".

Tony Durrant, jefe ejecutivo de Premier Oil, dijo que la compañía estaba aplazando los nuevos desarrollos de campos -incluyendo los proyectos Bream fuera de Noruega y Sea Lion en el Atlántico Sur- hasta que los precios del petróleo se recuperaron. "Por debajo de los 50 dólares, no aprobaremos Sea Lion o Bream", añadió.

Los retrasos en los proyectos vienen como evidencia clara de cómo los bajos precios del petróleo y los cortes en los gastos de capital por las majors fueron exprimiendo a las empresas de servicios petroleros, en particular las que arrienda los equipos costosos, como las plataformas de perforación. Los datos de IHS Energy mostraron tasas diarias para la contratación de las plataformas state-of-the-art ultra-deepwater, que se utilizan en áreas como el Golfo de México y la costa de Angola, fueron cayendo. Este nuevo tipo medio accesorio para los buques de perforación se redujo a 440.000 por día en diciembre, más de 100.000 dólares por debajo de los niveles en el inicio de 2014. Las tasas de utilización tienen mes tocaron el nivel más bajo en 15 años.

Michele della Vigna de Goldman Sachs dijo: "La industria simplemente tiene que restablecerse por completo, lo que retrasa casi todas las inversiones hasta que los costos sean compatibles con los menores precios del petróleo. Ese proceso de ajuste llevará algún tiempo y creemos que dará lugar a por lo menos 20% del costo de deflación". Bajo presión para mejorar el rendimiento después de la primera advertencia de las ganancias en su historia el año pasado, Shell se había embarcado en una intensa ronda de recortes de costos antes de la caída de los precios del crudo. A finales del tercer trimestre, que había anunciado la venta de activos de 12 mil millones de dólares bajo un programa de ajuste del cinturón iniciado por el nuevo presidente ejecutivo Ben van Beurden.

Al Karaana, que tomó su nombre de un antiguo pueblo de Qatar, es un ejemplo del tipo de gasto de planificación que las oil majors tuvieron que postergar. El joint venture para desarrollar un enorme complejo de Ras Laffan, acordado en diciembre de 2011, se habría producido 2 millones de toneladas al año de productos petroquímicos, la mayor parte de los cuales podría haber venido de una planta de monoetilenglicol, el más grande de su tipo en el mundo.

La petrolera francesa Total SA está recortando los gastos de capital en un 10% este año y pone dos proyectos de arenas bituminosas en "un largo segundo plano", según el consejero delegado Patrick Pouyanne, como consecuencia del dramático declive de los precios del crudo. "Tenemos que reaccionar, pero no reaccionamos", dijo el CEO a Financial Times en una entrevista. "Una importante empresa como Total siempre ha tenido éxito cuando logramos mantener nuestra estrategia de base para estos tipos de precios bajos...La mejor manera de hacer frente a esta volatilidad es tener la compañía lo suficientemente fuerte como para reducir su efectivo al break-even".

La reducción de costos asegurará que Total alcance el precio de "break-even" de 40 dólares por barril, especialmente con los precios del petróleo con pocas probabilidades de repuntar en el primer semestre del año, dijo Pouyanne.

Total y sus socios Suncor Energy Inc., Occidental Petroleum Corp. y Inpex Corp. ya habían aplazado su proyecto minero de oil sands Joslyn de 11 billones de dólares en mayo. En 2013, Total y Suncor dejaron de lado su proyecto upgrade Voyageur. Otro joint-venture en arenas bituminosas de Total, el proyecto Fort Hills, fue establecido para proceder, en sociedad con Suncor, dijo este mes. La empresa francesa también tiene una participación del 50% en el activo Surmont cerca de Fort McMurray. Un portavoz de ConocoPhillips dijo que las fases 2 y 3 del proyecto no están en duda.

Total E&P Canada también tiene una participación del 50% en el activo Northern Lights en la región de Athabasca, con la china Sinopec Corp. La petrolera también está tratando de deshacerse de activos por valor de 10 mil millones de dólares en 2017 y los proyectos lentos en el Mar del Norte.

Asi y todo, el desplome de los precios del petróleo están poniendo en riesgo 2 billones de libras en proyectos en el Mar del Norte, según un analistas de expertos publicado en una encuesta, que preocupa a más de dos tercio de los trabajadores de la industria por el impacto. Wood Mackenzie, la firma global de consultoría de energía, dijo que había sólo 23 pozos "de exploración de petróleo en el Mar del Norte el año pasado, una fuerte caída comparada con los diez años promedio de 81.

Pronostico de fuerte crecimiento de las oilsands a pesar de los bajos precios del petróleo

Se espera que la producción de las arenas bituminosas en 2020 caerá en un 12% desde un pronóstico hecho hace un año ya que los productores cortan sus presupuestos por los bajos precios del petróleo -pero la contribución del sector en el crecimiento del petróleo mundial en los próximos seis años seguirá siendo impresionante, dijo un banco de inversión de Calgary. El informe de Peters & Co. fue hecho público antes que Suncor Energy Inc anunciara que recortará mil millones de dólares de su plan de gastos de capital para 2015 y reducirá su plantilla en 1.000 puestos, mientras que el aplazamiento de los proyectos no sancionados como MacKay River 2 y el White Rose Extension, así como la reducción discrecional de los gastos. No es espera que los recortes cambien las conclusiones del informe, dijo Peters.

"Uno de los puntos clave es que la capacidad adicional se esté trabajando en las arenas bituminosas representan algunos de los más importantes adiciones de producción de crudo a nivel mundial en los próximos años, y esto es sin cambios tras las recientes reducciones presupuestarias y aplazamientos de proyectos debido a la disminución significativa en los precios del crudo", dijo el informe.


Peters predijo que 425.000 bpd de capacidad de producción se añadirá este año con las mayores ganancias observadas en 2016 con aquellos proyectos ascendiendo. La producción in situ alcanzó un millón de bpd en octubre de 2014 y los volúmenes totales de ambos pozos y minas de oilsands estaban en casi dos millones a finales del año, estima el informe. Se espera que las adiciones sean de un promedio de 200.000 a 300.000 bpd por año en los próximos tres o cuatro año con un total de bitumen (sin incluir el diluyente mezclado para permitir el transporte en oleoducto) llegando a casi tres millones de barriles diarios en 2020. En su pronóstico de inverno de 2013, sostuvo que la producción sería de 3,4 millones de bpd en 2020.


El desplome de los precios mundiales del petróleo desde el verano pasado ha sido atribuido a la reticencia de los miembros de la OPEP para reducir la producción, pero hay pocas señales de un corte significativo en América del Norte. En las últimas noticias, la U.S. Energy Information Administration predijo que la producción del petróleo americano alcanzaría 9.31 millones de bpd este año, 10.000 bpd menos que el pronóstico de diciembre, pero aún representa un aumento del 7,4%.


En diciembre, Cenovus Energy Inc dio a conocer que en el presupuesto de capital de 2015 entre 2.5 billones  y 2.7 billones de dólares, abajo del 15% de 2014 pero todavía tiene en cuenta el crecimiento de 9% en la producción de las arenas bituminosas térmicas. Dijo que el capital comprometido de 1,8 billones de dólares en 2016 y 1.7 billones en 2018 permitiría a la empresa agregar 80.000 bpd de producción neta para Cenovus (más 80.000 bpd para su socio, ConocoPhillips). Peter predijo que la sociedad agregará 200.000 bpd en el timeframe 2015-17.


En el informe, Peters admite que el panorama es más turbio después de 2018 y señaló que la continuidad de los precios más bajos podría resultar en una expansión más lenta y más adquisiciones de proyectos pequeños, descapitalizados. Se especula que entre 200.000 bpd y 300.000 bpd de proyectos sancionados no podrían construirse después de 2018."Creemos que para que la mayoría de estos proyectos entren en funcionamiento, la fijación de los precios del petróleo crudo tendrá que ser significativamente mayor que la banda actual y cualquier entorno de precios sostenido debajo de 80 dólares por barril WTI restringirán en gran medida nuevas inversiones de capital", dijo.


 

México y los amagues

México sigue adelante con sus planes para ofrecer licencias petroleras por primera vez en siete décadas mientras la perspectiva de costos de producción bajos mantenga a los posibles licitadores interesados a pesar de la caída de los precios, según Pemex. El gobierno está comprometido a ejecutar las ofertas en la fecha prevista y Pemex hará lo mismo para los campos en los que está buscando socios, dijo Emilio Lozoya, director general de Pemex.“Estamos en intensas conversaciones y éstas avanzan con las compañías en las que claramente hemos identificado oportunidades. El calendario será seguido al día”, indicó Lozoya. México está avanzando con sus planes de ofertar un máximo de 169 bloques a empresas.

Los costos de Pemex incluyendo la exploración y desarrollo, para producir un barril de petróleo son 23 dólares en promedio, según muestran registros de la compañía. Lozoya comentó que “los precios actuales no coinciden con los fundamentos; está claro para nosotros que hay un montón de barriles marginales que saldrán del mercado mientras continúe esta gama de precios”.

Aunque en las últimas horas se informó que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público recortó a Pemex un presupuesto de 60 mil millones de pesos, como consecuencia de la caída en los precios del petróleo, informó el director general de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández García. El funcionario de la subsidiaria petrolera dijo que buscan la manera para no afectar proyectosde producción, por el recorte a su presupuesto, equivalente a la séptima parte del total del recurso de este año que en global es de 342 mil millones de pesos, indicó a Milenio.

Hernández García rechazó que contemplen despedir personal, por ahora, "lo que si debemos es analizar todos los escenarios posibles de donde recortar o donde no recortar, sin impactar las metas". Tendrán que reducir el nivel de gastos, pero impactando lo menos posible las metas comprometidas de este año de producción, de incorporación de reservas, de restitución para de esa forma mantener un año con niveles de actividad bajos.

En el marco del Congreso Panamericano Campos Maduros que se realiza en el WTC de Boca del Río, recordó que el Congreso federal estableció para este año el precio del barril con un precio promedio de 79 dólares y hoy está entre los 38 y 39 dólares el barril, lo que obliga a la paraestatal a reducir sus gastos en áreas como adquisiciones de equipo, mantenimiento, reclutamiento de personal, etc. Pese a todo lo anterior, Pemex tiene el primer lugar internacional en cuanto al costo de descubrimiento y desarrollo y segundo lugar en lo que respecta a costos de producción.




Offnews.info (Argentina)

 


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