Latinoamérica ante la amenaza de que cuantiosos activos petroleros se queden sin ser explotados - World Energy Trade

Latinoamérica ante la amenaza de que cuantiosos activos petroleros se queden sin ser explotados

Las operaciones de alto costo en América Latina enfrentan el mayor riesgo

Las operaciones de alto costo en América Latina enfrentan el mayor riesgo

General

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. Esto aunado a los altos costos de equilibrio de algunos crudos hace que muchos activos petroleros puedan quedarse varados.

Cuando eso suceda, 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.

 

Los activos petroleros varados han sido un temido escenario para las empresas petroleras, ya que se convierten en activos que de los que no pueden obtener un rendimiento económico. En términos simples, son activos que resultan valer menos de lo esperado como resultado de los cambios asociados con la transición energética.

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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 emisiones cada vez más estrictas para los combustibles, incluido un esfuerzo concertado para reducir drásticamente el contenido de azufre, están afectando la demanda de algunos grados de petróleo crudo.

Esos acontecimientos 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.

 

Argentina

La formación de esquisto Vaca Muerta en la Patagonia, corre el riesgo de convertirse en un activo varado. La región de shale tiene algunos de los costos de equilibrio más altos de América Latina.

Los nuevos proyectos necesitan el Brent a más de US$ 50 por barril para alcanzar el punto de equilibrio y las operaciones existentes requieren que el índice de referencia internacional se cotice entre US$ 45 y US$ 50 por barril para tener un flujo de caja positivo.

En un entorno operativo en el que el Brent se cotiza a menos de US$ 50 el barril, las empresas energéticas internacionales buscarán invertir en otra parte.

Según el Instituto Argentino de Energía, un centro de estudios nacional, las grandes empresas internacionales de energía que ya operan en Vaca Muerta, como Chevron, Shell y ExxonMobil, redirigirán capital a campos petroleros de menor costo fuera de Argentina.

El riesgo de que Vaca Muerta y sus recursos de hidrocarburos, estimados por la EIA de Estados Unidos en 16 mil millones de barriles de petróleo y 308 billones de pies cúbicos de gas natural, se conviertan en un activo varado se amplifica por los mayores riesgos políticos y económicos en Argentina.

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%.

Esto magnifica los peligros que plantea la última crisis económica argentina y podría impedir que Buenos Aires financie con éxito varios subsidios destinados a promover la inversión en Vaca Muerta.

Otras regiones de América Latina

Los bajos precios del petróleo y la amenaza de una demanda disminuida significan que muchas otras operaciones de alto costo en América Latina enfrentan el mismo peligro.

Según el Instituto de Gobernanza de Recursos Naturales, hasta el 40% de los activos de producción de petróleo en la costa atlántica de Brasil, el Caribe colombiano, la Amazonía peruana y Venezuela no son económicamente viables con Brent a US$ 50 por barril o menos.

Las predicciones de que el petróleo promediará menos de US$ 50 por barril durante 2021 aumentan el riesgo de que algunas de esas operaciones se conviertan en activos varados.

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.

Estos crudos son más difíciles y costosos de refinar en gasolina, diésel, fuel oil y otros combustibles de alta calidad y bajo contenido de azufre.

Con respecto al petróleo más pesado con mayor contenido de azufre, los grados más livianos y dulces son más baratos y menos complejos de refinar, lo que requiere menos cambios en las refinerías.

La introducción de las regulaciones 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 ha sido 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 de crudos dulces más ligeros.

Esto podría provocar 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.

 

Venezuela

Los altos costos de equilibrio de Venezuela, estimados en un promedio de US$ 42 a US$ 56 por barril, junto con su deteriorada infraestructura petrolera nacional, las estrictas sanciones de Estados Unidos, significan que una gran proporción de sus 303 mil millones de barriles de reservas de petróleo se volverá antieconómico de explotar en un mundo con bajas emisiones de carbono.

Colombia

Colombia, que también produce predominantemente variedades de crudo ácido más pesado, está experimentando condiciones similares. Las mezclas clave de petróleo pesado de 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 US$ 40 a US$ 45 por barril y problemas de seguridad nacional.

Perú

El crudo principal de Perú Loreto tiene una gravedad API de 19.1º y azufre de 1.05%, lo que, con un punto de equilibrio de US$ 37.72 por barril, reduce el atractivo de invertir en Perú para las empresas energéticas extranjeras.

La situación se agrava por el conflicto en curso en la Amazonía peruana, donde se encuentra la mayor parte de su industria petrolera. 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 toman campos petroleros e infraestructura de oleoductos crucial que obligan a detener la producción.

Ecuador

Esta nación también enfrenta situaciones 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 que 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.

Sin una inyección significativa de capital en la infraestructura energética, será cada vez más difícil explotar sus reservas de petróleo de más de 8 mil millones de barriles.

Esto, junto con el envejecimiento de la infraestructura energética nacional, las interrupciones de los oleoductos y el creciente disenso de la comunidad en la Amazonía de Ecuador hacia la industria petrolera, reduce considerablemente el atractivo de invertir en el país sudamericano.

Conclusión

Las condiciones expuestas, 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 a la mala gestión 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 aquellas economías dependientes del petróleo, lo que provocará una desaceleración del crecimiento.

 

 

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