5 de diciembre de 2014 / 10:50 / en 3 años

Proyectos petroleros por 150.000 millones de dólares, en peligro en 2015

LONDRES (Reuters) - Varios proyectos de exploración de petróleo y gas mundiales por valor de más de 150.000 millones de dólares probablemente se paralizarán el próximo año porque el desplome del precio del crudo los convierte en poco rentables, mostraron datos, lo que posiblemente podría frenar el suministro a finales de la década.

Varios proyectos de exploración de petróleo y gas mundiales por valor de más de 150.000 millones de dólares probablemente se paralizarán el próximo año porque el desplome del precio del crudo los convierte en poco rentables, mostraron datos, lo que posiblemente podría frenar el suministro a finales de la década. En la imagen, varios trabajadores en un campo de petróleo en Longmont, Colorado, el 14 de octubre de 2014. REUTERS/Rick Wilking

A medida que se agotan los grandes campos descubiertos hace décadas, las petroleras intentan acceder a otros más difíciles de acceder ubicados en algunos casos muy por debajo del nivel del mar. Pero, a la vez, el coste de producción ha subido fuertemente por el aumento del coste de las materias primas y la necesidad de tecnología cara para llegar al petróleo.

Ahora la perspectiva de desarrollo de yacimientos bajo aguas marinas - desde el mar de Barents hasta el golfo de México - parece tan incierta como el precio del oro negro, que ha caído un 40 por ciento en los últimos cinco meses a unos 70 dólares por barríl.

Las empresas tomarán el próximo año decisiones definitivas de inversión (FIDs) sobre un total de 800 proyectos de petróleo y gas por valor de 500.000 millones de dólares y que, en total, suman el equivalente a casi 60.000 millones de barriles diarios, según datos de la consultora noruega Rystad Energy.

Pero con las previsiones de analistas de una media de 82,50 dólares el barril para el próximo año, alrededor de un tercio del gasto, o un quinto del volumen, es improbable que reciba aprobación, dijo el jefe de análisis de Rystad Energy, Per Magnus Nysveen.

“A 70 dólares el barril, la mitado del volumen genera está en riesgo”, dijo.

Alrededor de un tercio de los proyectos previstos para FID en 2015 son denominados no convencionales, es decir que la extracción es horizontal, en lo que se conoce como fractura hidráulica o ‘fracking’.

De estos 20.000 millones de barriles, alrededor de la mitad están localizados en arenas bituminosas en Canadá y Venezuela, según Nysveen.

EVALUANDO LA RENTABILIDAD

Los proyectos en la balanza están extendidos geográficamente.

El proyecto Rosebank de Chevron en el mar del Norte está entre los que tienen un futuro inestable y la decisión sobre si seguir adelante probablemente se pase más adelante en 2015 mientras la empresa evalúa su rentabilidad, dijeron analistas.

“Este proyecto no se consideraba rentable a 100 dólares el barril, así que a niveles actuales es claramente imposible”, dijo Bertrand Hodée, analista de Raymond James en París. Este analista estima un coste de desarrollo de 10.000 millones de dólares para Rosebank, con posibles reservas de 300 millones de barriles - lo que significa que Chevron sólo recuperaría 33 dólares por barril.

Incluso con un precio del petróleo a 120 dólares el barril, la rentabilidad de algunos proyectos estaba ya en duda porque los costes de desarrollo han crecido en los últimos años. El proyecto Rosebank ya se ha retrasado algunos años.

Como respuesta a una pregunta de Reuters, la empresa dijo: “El proyecto Rosebank está en la fase inicial de ingeniería y desarrollo. La revisión de la rentabilidad y el trabajo adicional de ingeniería avanza... Es prematuro hacer afirmaciones sobre una fecha para la FID”.

Hodée dijo que cualquier proyecto sobre el mar u ‘offshore’ con un coste de desarrollo superior a 30 dólares por barril probablemente se paralizaría con los actuales precios.

La noruega Statoil dijo esta semana que había pospuesto hasta octubre - un retraso de seis meses -, una decisión para invertir 5.740 millones de dólares en el campo Snorre en el mar de Noruega debido a que su rentabilidad estaba amenazada.

Los nuevos campos petrolíferos normalmente requieren de cuatro a cinco años para ser desarrollados y miles de millones invertidos antes de que salga la primera gota de petróleo de ellos.

Cualquier retraso en la producción es un mal presagio para las petroleras internacionales que ya pasan apuros para sustituir las limitadas reservas a medida que la exploración se hace más difícil y los descubrimientos son menores. También apunta a unas reservas más ajustadas al final de esta década.

“MENOS PROBABLE”

Los proyectos en arenas bituminosas en Canadá, que necesitan unas complejas y caras técnicas de extracción, son las menos improbables en seguir adelante dado su alto grado de inversión y su relativamente poco retorno. Total decidió recientemente posponer la FID en el proyecto Joslyn de Alberta, cuyo coste Hodée estimó en 11.000 millones de dólares.

El proyecto de gas natual licuado (GNL) de Shell en la Columbia Británica de Canadá, ya bajo presión por un persistente aumento del suministro, se enfrenta a mayores tensiones por el actual entorno de precios, dijeron analistas. Según Citi, el proyecto requiere 80 dólares por barril para ser rentable.

El director financiero de Royal Dutch Shell, Henry Simon, señaló en octubre que era “menos probable” seguir adelante con proyectos no convencionales en Canadá si el precio del petróleo bajaba de 80 dólares el barril.

Preguntado por Reuters sobre lo que piensa actualmente la compañía, un portavoz de Shell no realizó comentarios sobre “decisiones internas”.

Incluso en el golfo de México, una de las zonas más atractivas del mundo para la producción de petróleo, los proyectos pasan dificultades.

BP paralizó el año pasado una decisión sobre su proyecto Mad Dog en fase dos en aguas profundas del golfo de México después de que sus costes de desarrollo creciesen hasta 20.000 millones de dólares y la petrolera espera ahora más retrasos en la inversión para su desarrollo.

“BP hablaba positivamente de recuperarlo, pero ahora puede paralizarlo”, dijo el analista de BMO Capital Markets Iain Reid.

El director financiero de BP, Brian Gilvary, dijo sin embargo a analistas en octubre que esperaba que Mad Dog Fase 2 se autorice en el primer trimestre de 2015.

El campo Johan Castberg de Statoil, en el mar de Barents, que esperaba recibir su FID en 2015, parece improbable que reciba el visto bueno en un momento dado que tiene un coste estimado del proyecto de 16.000-19.000 millones de dólares, dijo Hodée.

Statoil dijo que el diseño final se espera en verano de 2015. Su campo Johan Sverdrup en el mar del Norte aún sigue encaminado a su desarrollo con un precio de 32.500 millones.

0 : 0
  • narrow-browser-and-phone
  • medium-browser-and-portrait-tablet
  • landscape-tablet
  • medium-wide-browser
  • wide-browser-and-larger
  • medium-browser-and-landscape-tablet
  • medium-wide-browser-and-larger
  • above-phone
  • portrait-tablet-and-above
  • above-portrait-tablet
  • landscape-tablet-and-above
  • landscape-tablet-and-medium-wide-browser
  • portrait-tablet-and-below
  • landscape-tablet-and-below