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.
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