Perforadores no pueden reemplazar producción de petróleo perdida

El legado que dejó el crudo a $100 a las compañías petroleras se está agotando.

Una ola de proyectos aprobados a inicios de la década, cuando el barril de petróleo costaba cerca de $100, ha apuntalado la producción de varios productores, manteniendo el flujo de efectivo aun cuando los precios se desplomaron. Ahora, ese beneficio que dejó la producción se está desvaneciendo. En 2016, por primera vez en años, los perforadores añadirán menos petróleo de nuevos campos que la pérdida generada por la disminución natural de los antiguos.

Alrededor de 3 millones de barriles diarios provendrán de nuevos proyectos este año, en comparación con una pérdida de 3,3 millones de los campos establecidos, según Rystad Energy AS con sede en Oslo. En 2017, la disminución superará la nueva producción en 1,2 millones de barriles a medida que los recortes de inversión realizados durante el desplome del petróleo comiencen a surtir efecto. Se espera que esa tendencia empeore.

“Se verán algunas consecuencias en 2018 y las consecuencias más fuertes se verán en el 2020”, dijo Per Magnus Nysveen, jefe de análisis de Rystad, añadiendo que el mercado volverá a equilibrarse este año. “La demanda y la oferta mundiales se equilibrarán rápidamente porque estamos viendo una disminución prolongada de los campos de producción”.

Gran parte de la nueva producción proviene de los campos de aguas profundas que las grandes petroleras decidieron no abandonar después de realizar inversiones iniciales, dijo Nysveen en una entrevista telefónica.

Proyectos para este año

Royal Dutch Shell Plc tiene previsto iniciar el proyecto Stones en el campo petrolero más profundo del Golfo de México este año después de haberlo aprobado en mayo de 2013. El crudo Brent de referencia promedió $103 por barril ese mes en comparación con alrededor de $41 el lunes. Stones añadirá cerca de 50.000 barriles al día a la producción del Golfo de México en su punto más alto, según Shell.

Otros dos proyectos en aguas profundas, a cargo de Noble Energy Inc. y Freeport-McMoran Inc. tienen su inicio fijado para este año, dijo la Administración de Información de Energía de Estados Unidos en un informe que se dio a conocer el 18 de febrero. Anadarko Petroleum Corp. comenzó las actividades en el campo de Heidelberg en enero.

Eso ayudará a aumentar la producción en el Golfo de México en un 8,4% este año a un promedio anual récord de 1,67 millones de barriles al día, según la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos.

Sin embargo, estos proyectos en desarrollo no serán suficientes para contrarrestar la disminución natural que se produce en los campos petroleros que comienzan a sentir los efectos de una menor inversión. Poco más de un año después de que Shell aprobó el Proyecto Stones en 2013, los precios del petróleo iniciaron su caída. El crudo Brent bajó a una mínima de 12 años quedando a algo menos de US$28 por barril en enero.

Reducción en gasto de capital

El año pasado las empresas recortaron el gasto de capital de los campos de gas y petróleo en un 24% y volverán a reducirlo en un 17% adicional en 2016, según la Agencia Internacional de Energía. Esa es la primera vez desde 1986 que el gasto caerá por dos años consecutivos, dijo la agencia el 22 de febrero.

“Según lo que podemos ver, las inversiones en el sector del petróleo están disminuyendo en forma substancial”, dijo el máximo responsable de la Agencia Internacional de Energía, Fatih Birol, el 17 de marzo en Berlín. “Eso es algo que nunca hemos visto en la historia del petróleo”.