jueves, agosto 18, 2022

Rystad: Megaproyectos en Brasil, Guyana y México compensarán las caídas en otras geografías

En los próximos años, el gasto de capital upstream (capex) en América Latina se desplazará hacia aguas cada vez más profundas y es probable que Brasil, Guyana y México lideren la carga de nuevos gastos, así lo afirmó un estudio publicado por la consultora independiente de datos y servicios de energía, Rystad Energy.

De acuerdo con el estudio, si bien las inversiones en tierra se han estabilizado en alrededor de 14 mil millones de dólares y el gasto en aguas poco profundas continúa disminuyendo, se proyecta que el gasto en aguas profundas en la región crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 15% de 2021 a 2025. Para 2025, la consultora estima que la inversión en aguas profundas en sísmica, la perforación y las instalaciones superarán los 25 mil millones de dólares, acercándose al máximo histórico de 28 mil millones de dólares de 2013 impulsado por los campos presalinos de Brasil.

Brasil, Guyana y México

De acuerdo con el estudio, los tres países que liderarán el próximo crecimiento son Brasil, Guyana y México.

Según señaló Rystad, Brasil mantendrá su posición dominante con Guyana creciendo gracias a los descubrimientos recientes y México ampliará la exploración desde las regiones de la plataforma heredada hasta aguas más profundas.

Los megaproyectos anticipados combinados en estos tres países ayudarán a impulsar la cadena de suministro de buques de perforación, buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) y equipos submarinos luego de una disminución constante desde 2014, cuando la actividad alcanzó su punto máximo en el Golfo de México de EE. UU., África occidental y Australia.

Para 2022, Rystad proyecta que el gasto de capital en aguas profundas supere los 72 mil millones de dólares a nivel mundial. Esto representa un crecimiento sustancial con respecto al año pasado, cuando el gasto tocó fondo en 58 mil millones de dólares, un nivel que no se veía desde 2006 y ni siquiera la mitad del máximo de 154 mil millones de dólares de 2014. En ese entonces, la inversión de ciclo largo se consideraba fundamental para satisfacer las necesidades energéticas de las población mundial en crecimiento con la revolución del esquisto de América del Norte en pleno apogeo, lo que impulsó a los EE. UU. a convertirse en un productor alternativo a medida que los operadores buscaban rendimientos de ciclo corto en respuesta al aumento de los precios del petróleo y el gas.

De 2015 a 2020, los precios del petróleo y el gas efectivamente limitaron, hasta la reciente reacción de los inversores, el aumento de la producción en América del Norte. Ahora, los operadores parecen haber perdido el apetito por proyectos masivos en aguas profundas a medida que su atención y capital se desplazan hacia retornos más seguros de los yacimientos terrestres. Ahora, sin embargo, en medio de la relativa moderación de los operadores terrestres en los EE. UU. y Canadá, vemos que esta tendencia está disminuyendo liderada por los desarrollos marinos en Brasil, Guyana y México.

Los efectos de esta recesión en la actividad de aguas profundas se sintieron en toda la cadena de suministro de petróleo y gas. Después de un ciclo de construcción masivo en buques de perforación en aguas profundas asociado con el crecimiento anterior en el gasto, la disminución que comenzó en 2015 condujo a la cancelación de 267 plataformas contratadas y perforadores en alta mar que intentaban desesperadamente retrasar o cancelar pedidos de nueva construcción. Muchos estacionados en las Islas Canarias frente a la costa del noroeste de África, esperando que los operadores regresen a la exploración y desarrollo de campos de aguas profundas. La demanda de flotadores comenzó a mejorar en 2019 y alcanzó 129 plataformas contratadas. Sin embargo, las cancelaciones de contratos comenzaron nuevamente después del inicio de la pandemia de Covid-19 y la cantidad de contratos alcanzó un mínimo histórico de 106 el año pasado. La estrategia de contratación para los operadores cambió de contratos a largo plazo a contratos más cortos y bien fundamentados, lo que generó volúmenes contratados más bajos en general. Se espera que la actividad en el mercado flotante mejore en el futuro con una CAGR del 5,6 % durante los próximos cinco años.

En los mercados submarinos, un enfoque en inversiones de ciclo corto en los últimos años ha llevado a más conexiones submarinas y menos desarrollo de centros nuevos, desplazando el gasto del operador de equipos submarinos hacia submarinos, umbilicales, elevadores y líneas de flujo (SURF). Los desarrollos en Brasil y Guyana, en particular, salvaron la cadena de suministro submarina de la devastación total en 2020 y 2021 cuando los operadores redujeron la actividad (Figura 4).

Brasil y Guyana representaron el 34 % de las adjudicaciones de bloques en 2020 y 2021 después de que el mercado se redujo en casi la mitad desde 2019 y 2020, con Guyana adjudicando la mayor cantidad de árboles en 2020 y Brasil representando más de la mitad de los contratos de 2021.

En América Latina, el gasto en aguas profundas está dominado por Brasil, Guyana y México, que juntos representan más del 90 % de las inversiones (Figura 5). Se proyecta que tanto el gasto en terrenos nuevos como en terrenos abandonados crezca hasta 2025, y Brasil representará la mayoría de estos proyectos. La compañía petrolera nacional de México, Pemex, ha operado en las aguas poco profundas de la Bahía de Campeche durante décadas y solo recientemente salió de la plataforma junto con operadores internacionales luego de una reforma constitucional de 2013, destinada a atraer inversionistas extranjeros.

Si bien las enmiendas a la ley de hidrocarburos de México en 2021, que favorecen a Pemex, han disuadido a algunos inversionistas extranjeros, existe un potencial significativo para un mayor desarrollo en aguas profundas. Apenas este mes, New Fortress Energy anunció una asociación con Pemex para desarrollar el campo de gas Lakach con un concepto de GNL flotante (FLNG), abriendo la puerta a más proyectos en los campos cercanos de Kunah y Piklis. El proyecto Trion de Woodside también avanza en México con una unidad de producción flotante (FPU) diseñada por McDermott capaz de procesar 100,000 barriles por día.

Los proyectos de aguas profundas en Brasil y Guyana dependerán principalmente de embarcaciones FPSO para producir en estos campos remotos. Petrobras y ExxonMobil son los mayores operadores en Brasil y Guyana, respectivamente (Figura 6).

Si bien Brasil continúa desarrollando descubrimientos presalinos que se remontan al campo Tupi (antes Lula) en 2006, Guyana es una región más nueva para la producción de petróleo. Tras el descubrimiento del campo Liza por parte de ExxonMobil en 2015, ha habido una serie de éxitos de exploración que han llevado a una creciente acumulación de proyectos FPSO. Varios de estos cuentan con una nueva generación de FPSO basada en modularidad y escala. El diseño de SBM Offshore puede albergar hasta 2,3 millones de barriles de petróleo, un poco más que un transportador de crudo muy grande (VLCC), con espacio para hasta 50 000 toneladas de equipos en la parte superior y opciones para diferentes configuraciones de amarre. Si bien corre un riesgo financiero adicional, una tubería de cascos estandarizados también permite a los operadores reducir el tiempo de entrega de estos proyectos de aguas profundas. Dado el entorno de inversión actual, este se ha convertido en un modelo dominante para la comercialización de campos en estos países.

El crecimiento futuro en América Latina dependerá en gran medida del éxito de los desarrollos en aguas profundas en Brasil, Guyana y México. Si bien Brasil y Guyana brindan regímenes fiscales y regulatorios relativamente ciertos, México tiene una ventaja adicional al ofrecer el equilibrio adecuado de participación en proyectos nacionales y extranjeros. Esto beneficiará a los mercados de buques de perforación, FPSO, submarinos y SURF durante los próximos 3 a 4 años y los operadores recompensarán tiempos de entrega más rápidos y tecnología superior. Con una evaluación exitosa, las áreas fronterizas en alta mar como Namibia y el vecino geológico de Guyana, Surinam, pueden recurrir a estas mismas herramientas para el desarrollo.

Fuente: Rystad Energy

GNL GLOBAL

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