¿Aguas profundas no funcionan? Brasil nos muestra sus datos

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Todo parecía indicar que las actividades en aguas profundas habían dejado de ser atractivo en el mundo, sobre todo con el acceso a recursos en tierra no convencionales como el shale, que suponen ciclos de desarrollo más cortos (tres años desde el descubrimiento al primer crudo) y con un menor horizonte de inversión. La tendencia de valor sobre volumen (value over volume) que se acentuó a partir de 2014, cuando cayeron significativamente los precios de crudo, destronó a las aguas profundas como el favorito para invertir, tanto de grandes petroleras internacionales como empresas estatales. En México, si bien el Presidente López Obrador no ha descartado el potencial mexicano de las aguas profundas, se ha sumado a esta reflexión global de cuestionar su rentabilidad tanto para las empresas como para los gobiernos.

Sin embargo, la industria petrolera ha hecho un esfuerzo importante por reducir costos, estandarizar operaciones y utilizar nuevas tecnologías para superar los retos que implica el desarrollo de las aguas profundas. Con esto, estos proyectos viven un segundo aire, posicionándose como una de las actividades de mayor atractivo y crecimiento a futuro.

 

Tras la caída en los precios internacionales del petróleo en 2014, los analistas del sector energético dudaban de que los proyectos en aguas profundas retomaran su tendencia creciente por varias razones: los costos de producción eran de los más altos en la industria; el costo de desarrollo por barril estaba por encima de los precios del petróleo (entre 70 y 75 dólares por barril sobre los 50 dólares promedio de venta); el descubrimiento desarrollo de cuencas más económicas y de ciclos económicos más cortos, como los yacimientos no convencionales (shale); y soluciones a medida para cada proyecto que elevaban los costos por no tener operaciones estandarizadas.

 

En gran parte, el interés renovado por estos recursos se deriva de una creciente necesidad de garantizar la oferta energética global. Como explica el Outlook a 2035 de McKinsey, la demanda de crudo en el largo plazo necesita que nuevos proyectos en aguas profundas se concreten para alcanzar la meta de suministro mundial. Para 2035 se espera que los proyectos de aguas profundas en el mundo abastezcan poco más de 13 millones de barriles diarios de crudo.

 

 

Brasil: Se consolida un segundo aire en aguas profundas

Los avances tecnológicos que permiten acceder a hidrocarburos geológicamente atractivos, pero difíciles de extraer, así como la disminución de costos y la eficiencia de procesos, han jugado un papel fundamental para que las aguas profundas vuelvan a estar en boga. El caso más significativo y reciente de un renovado interés en aguas profundas es el brasileño.

El desarrollo petrolero de Brasil es uno de los más antiguos del mundo que se remontan hasta 1864 y 1907 con las primeras exploraciones en busca de petróleo y otros minerales. A partir de la creación de Petrobras ―la petrolera estatal― en 1953, se dio un impulso a la industria con exploraciones en campos terrestres y aguas someras. Impulsado por una demanda creciente de energía, en la década de 1970 Petrobras hizo las primeras exploraciones en aguas profundas y en 1984 y 1985 se dieron los primeros descubrimientos de los campos gigantes de Albacora y Marlim en la cuenca de Campos. Entre 2006 y 2010 se descubrieron los campos del presal, que fueron un parteaguas del desarrollo tecnológico petrolero en el mundo.

La reforma al sector petrolero en 1997 ―que abrió la puerta a la participación de más empresas y de la petrolera estatal Petrobras en nuevas áreas― permitió que se acelerara la exploración en aguas profundas con la participación de nuevas empresas. En 2010 se dio una contrarreforma que no dio los mejores resultados debido a que imponían nuevos compromisos sobre Petrobras y establecía altos niveles de contenido nacional para la industria petrolera. En 2016 se dieron nuevos cambios que generaron nueva producción con lo que hoy Brasil produce un promedio de 1.5 millones de barriles diarios de crudo sólo de las cuencas presalinas en aguas profundas.

Así, Brasil decidió realizar nuevamente licitaciones petroleras para invitar a empresas nacionales e internacionales a participar en los campos Santos, Libra y Campos hacia finales de 2016. Este esquema ayudó a que Brasil se convirtiera en uno de los ejemplos más claros del resurgimiento de los proyectos en aguas profundas en los últimos dos años, tanto por su amplia prospectiva y potencial, como por la materialización de menores costos, más tecnología y procesos eficientes, facilitados por el ambicioso despliegue de nueve rondas que atrajeron más de 100 empresas entre 2017 y 2019.

Brasil acaba de concluir su ronda licitatoria 16 con resultados que sobrepasaron las expectativas: 12 de 36 bloques fueron asignados; 11 compañías de 9 países hicieron ofertas; y se asignó un área total de 11 mil 800 kilómetros cuadrados. Los bloques ofertados en esta ronda hace unos días se localizan en las cuencas Santos y Campos. Ambos forman parte del presal brasileño, considerado como el desarrollo en aguas profundas más importante del mundo. La decisión de Brasil de apostarle a aguas profundas va de la mano de su gran potencial geológico: la Agencia Internacional de Energía estima que las reservas probadas totales de Brasil superan los 13 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales más del 90 por ciento están en aguas profundas. Incluso se estima que en aguas profundas Brasil puede tener reservas que superan los 30 mil millones de barriles equivalentes.

De acuerdo con la Agencia Nacional de Petróleo de Brasil (ANP), los 36 bloques ofertados en la reciente Ronda 16 representan cerca de 70 mil millones de barriles de petróleounrisked, con una probabilidad de éxito exploratorio de 50 por ciento. Se espera que los 12 bloques asignados lleguen a producir entre 400 mil y 500 mil barriles diarios en su pico de producción, lo que representará alrededor de 24 mil millones de dólares en regalías petroleras e impuestos a lo largo de la vida de los proyectos, adicionales a los 380 millones de dólares que se invertirán sólo en la primera fase exploratoria de los contratos.

Dado el esquema de licitaciones particular en Brasil, donde las ofertas económicas dan bastante peso al bono del contrato, la Ronda 16 de Brasil representó un total de bonos a la firma del contrato de más de 2 mil millones de dólares para el estado. El interés y optimismo que existe de parte de las empresas hacia aguas profundas se vieron reflejados en el hito histórico de que esta Ronda rompió récords de bonos entregados, al gobierno, por un solo campo y en una sola ronda.

Pero el segundo aire de aguas profundas brasileñas no termina ahí. De hecho, la ANP ofertará más oportunidades en aguas profundas mediante la ronda de licitación Presal 6 y un proceso aledaño de transferencia de derechos contractuales (TOR) de Petrobras (similares a los parámetros de migración de México), entre el 6 y el 7 de noviembre. Tan sólo dos semanas después de la histórica ronda 16, las autoridades brasileñas ya anticipan que el proceso de TOR será la licitación petrolera más grande de su historia, ya que representa bloques que contienen un total de alrededor de 15 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Aunque el caso de Brasil es singular y difícil de replicar debido a limitaciones geológicas, otros países de la región como Guyana están apostando también al futuro de su industria en actividades en aguas profundas. Aunque en etapas incipientes, México ―que muestra avances interesantes― así como Argentina e incluso Perú, se han sumado a esta lista.

 

Las aguas profundas mexicanas dependen de los contratos petroleros

El potencial de México en aguas profundas ha sido reconocido tanto por Pemex (quien inició las primeras actividades exploratorias hace más de dos décadas) como por empresas de análisis petrolero internacional. Un reporte de McKinsey señala que México podría aportar alrededor de 300 mil barriles diarios de crudo de sus aguas profundas para 2030. Otro de la Agencia Internacional de Energía, estima una producción de 900 mil barriles diarios para 2040.

A pesar de este potencial, la administración federal ha descartado que Pemex continúe sus actividades en estas cuencas debido, principalmente, a las posibilidades que representan las cuencas en el sur y sureste del país en aguas someras. Este cambio de timón de los objetivos va más enfocado a generar rentabilidad en proyectos de menores costos. Los proyectos de aguas profundas, que requieren de inversiones significativas de capital, tecnología y recursos son operados por los 27 contratos adjudicados en las rondas 1.4 y 2.4 (que se complementan con los proyectos en aguas someras, tierra y las asociaciones en conjunto con Pemex).

Los contratos en México van adelante en su calendario. Las empresas que ganaron las licitaciones se comprometieron a perforar 31 pozos en aguas profundas de forma obligatoria, de los cuales la Comisión Nacional de Hidrocarburos ya aprobó varios de ellos. 2020 será un año muy importante en el tema exploratorio porque se espera que se adelante la perforación de nuevos pozos.

La probabilidad de éxito de un pozo en aguas profundas es limitada (en promedio, sólo el 30 por ciento de los pozos en aguas profundas resultan productivos) pero, a la fecha, las inversiones estimadas de los contratos ya adjudicados ascienden a casi 50 mil millones de dólares, considerando el porcentaje de éxito de 30 por ciento. Esta es una suma significativa de inversión que será desplegada en aguas profundas mexicanas en los próximos años.

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Aunque no es posible comparar a México directamente con el caso brasileño dada la escala de operación del país sudamericano y la madurez de sus cuencas en comparación con la exploración incipiente en México, el caso brasileño indica que este país ha encontrado una forma de adquirir capital, tecnología y talento para desarrollar sus yacimientos donde participa tanto su empresa estatal (Petrobras) como otras compañías que operan bajo parámetros establecidos por el gobierno.

En México, para alcanzar los escenarios de producción presentados por la AIE y McKinsey y subirnos a este segundo aire del desarrollo de hidrocarburos en aguas profundas, la licitación de nuevos proyectos debería continuar. Así se podría asegurar que haya un número suficiente de pozos productivos desarrollando los yacimientos mexicanos para satisfacer la demanda de petróleo en el país.

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