Años de inversión offshore ahora pudieran no tener valor para las compañías petroleras - World Energy Trade

Años de inversión offshore ahora pudieran no tener valor para las compañías petroleras

Algunos proyectos offshore autorizados entre 2010-2014 no están generando el valor esperado

Algunos proyectos offshore autorizados entre 2010-2014 no están generando el valor esperado

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Las inversiones realizadas a principio de la década en proyectos de desarrollo offshore que fueron aprobados con una estructura de costos basada en precios del petróleo por encima de US$ 100, están obligando ahora a las compañías petroleras internacionales a luchar para obtener dividendos con sus activos offshore. 

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Las empresas internacionales de E&P están haciendo esfuerzos para ganar dinero con las inversiones offshore realizadas durante el repunte de inversiones entre 2010 y 2014, según un estudio de Rystad Energy. 

Rystad Energy ha evaluado todos los yacimientos petrolíferos en altamar que fueron aprobados para inversión desde 2010 y los ha clasificado por valor estimado por barril de petróleo equivalente (boe) en diversos escenarios de precios del petróleo

La actividad fue récord durante el ciclo de inversión de 2010 a 2014, cuando las compañías energéticas lograron llevar proyectos a decisiones finales de inversión (final investment decisions) en yacimientos petrolíferos offshore que representaban colectivamente cerca de 40 mil millones de boe de recursos totales. 

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La cantidad de volúmenes autorizados alcanzó un máximo de 13,2 millones de boe en 2011 con los precios del petróleo a más de US$ 100. Posterior a eso los proyectos que fueron autorizados alcanzaron en 2016 sólo 0.6 millones de boe para yacimientos petrolíferos offshore. En los últimos dos años, la tendencia de los volúmenes de sanción ha ido a día. 

Rystad Energy ha evaluado todos los yacimientos petrolíferos offshore que fueron autorizados para desarrollo desde 2010. Evaluaron los flujos de efectivo históricos (incluidos los ingresos, los costos y los impuestos) y los posibles flujos de efectivo futuros, y se realizaron cálculos del Valor Presente Neto (VPN) de los proyectos en el momento de la decisión de inversión. 

Los flujos de efectivo futuros se calculan en diferentes escenarios de precios del petróleo del Brent en US$40, US$60 y US$70 por barril. Para comparar el valor creado para diversos proyectos y años de aprobación, la valoración vista desde el año sancionador se divide por recursos, lo que resulta en valor por boe. 

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Al desglosar estas cifras, Rystad Energy descubre que los años enteros de proyectos de desarrollo de campo offshore no ofrecerán un retorno de la inversión en el entorno actual de precios del petróleo

  • Los proyectos offshore sancionados entre 2010 y 2012 apenas han podido generar valor alguno para las empresas de E&P 
  • Se espera que los proyectos sancionados entre 2013 y 2014 no tengan creación de valor. Para que las empresas upstream salgan de esos años de inversión sin pérdidas masivas, el precio del petróleo tendrá que aumentar a alrededor de US$ 70 por barril. 
  • Al mismo tiempo, la creación de valor es positiva para proyectos entre 2015 y 2018, incluso cuando se aplica un precio futuro del petróleo de sólo $40 por barril. 

Al revisar los proyectos offshore autorizados entre 2010 y 2014 con el conocimiento de hoy en día, se observa que el último ciclo de inversión offshore está luchando para crear valor.

Los altos costos de desarrollo combinados con los bajos precios del petróleo han socavado gravemente la rentabilidad de estos activos. De 2010 a 2014 se sancionaron alrededor de 3.000 nuevos yacimientos de petróleo, y Rystad Energy estima que alrededor de 800 de ellos no crearon valor. 

Con el giro que se dio en los costos de desarrollo a partir de 2015, los proyectos sancionados en los últimos cuatro años están en una posición mucho mejor. Esto ilustra cómo las empresas que invirtieron durante el ciclo descendente han sido capaces de crear valor incluso en un entorno de precios del petróleo más bajos. 

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La razón por la que los proyectos sancionados entre 2010 y 2014 están luchando para crear valor se relaciona principalmente con la estructura de costos. Estos campos fueron aprobados cuando los precios del petróleo estaban por encima de los 100 dólares por barril, y la actividad estaba en un máximo histórico. Estos dos elementos condujeron a un aumento de los costos dentro de la industria de E&P, lo que aumentó el costo de desarrollo por boe, así lo expresó Espen Erlingsen, director del departamento de investigación Upstream en Rystad Energy. 

 

Figura 1. VPN de los proyectos aprobados para inversión con base en escenarios de precio

El motor clave para el cambio de paradigma de 2015 se relaciona con los niveles de costos para la industria offshore. Las principales razones de las reducciones de costos son la reducción de los precios unitarios dentro de la industria (como las tasas de plataforma), el rediseño y la simplificación de nuevos proyectos, una moneda local más débil para algunas regiones offshore clave (como el Reino Unido, Noruega y Brasil) y el aumento de la eficiencia. 

 

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