Los costos operativos en la región, impulsado principalmente por Brasil, para producción de petróleo y gas en aguas profundas se han reducido significativamente desde el 2013, en la actualidad el promedio de gastos operativos (OPEX) por barril ha disminuido en más de 50%.
El informe de Rystad Energy muestra que América del Sur, ha dado un salto significativo en menos de una década, entonces era la región más costosa mundialmente en cuanto a producción offshore, ahora los costos son altamente competitivos, pasando de US$ 26 en el año 2013 a US$ 12.7 en 2020.
El OPEX en aguas profundas de Sudamérica es impulsado principalmente por Brasil, que entre 2013 y 2020 representó aproximadamente el 99% de los costos de nuevos desarrollos (brownfield) en el continente.
La compañía petrolera estatal de Brasil, Petrobras, representó casi el 88% de los costos operativos en aguas profundas de Sudamérica. Por lo tanto, tiene sentido enfocar las reducciones de costos en Brasil para lograr el mayor impacto.
La región también disfrutó de la mayor caída de costos a nivel mundial este año, tanto en términos absolutos como porcentuales.
Uno de los factores que ha ayudado a Brasil a ahorrar gastos operativos es que Petrobras ha renovado su flota de embarcaciones de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).
Cuando la estatal brasileña comenzó a producir en las cuencas del presal, optó por alquilar la mayor parte de su flota, lo que provocó un aumento en sus costos operativos. Posteriormente, entre 2015–2016, la empresa comenzó a solicitar la construcción de más FPSO de su propiedad.
Las cifras de Rystad Energy muestran que Petrobras aumentó en 16 su flota propia de FPSO, mientras que redujo el número de plataformas alquiladas en seis de 2013 a 2020. Ocho de cada 10 campos en Brasil con años de puesta en marcha de 2018 a 2020 se han desarrollado a través de FPSO de su propiedad mientras los dos campos restantes utilizan unidades alquiladas.
Figura 1. Costos operativos en aguas profundas por regiones, 2013 – 2020
Los elementos que han aportado a la reducción del OPEX
Ante la incertidumbre en la industria energética global y la volatilidad en el mercado a causa de la pandemia, Petrobras ha reducido su número de empleados en aproximadamente un 22% mediante programas de renuncias voluntarias.
La compañía planea lograr recortes de costos totales de alrededor de US$ 2 mil millones en 2020 al reducir sus gastos generales y ceder espacio de oficina innecesario.
Otro factor importante para la reducción del OPEX en América del Sur es una caída del 55.2% en el valor de la moneda de Brasil, el real brasileño (BRL), frente al tipo de cambio del dólar estadounidense (USD) desde 2013. Esto ha reducido el OPEX por barril a medida que se incurre en costos en BRL pero pagado en USD.
La depreciación del real ha contribuido a compensar las presiones inflacionarias locales de los precios de los bienes y servicios generales.
Petrobras también ha aumentado su producción de petróleo y gas de 2013 a 2020, lo que, gracias a la economía de escala, ha reducido aún más el OPEX por barril.
Desde una perspectiva global, los campos que ya están produciendo generalmente tienen más probabilidades de tener un gasto operativo más bajo.
Los campos nuevos son altamente productivos y a menor costo
Además de los factores mencionados anteriormente, la cartera de campos de producción en América del Sur se ha vuelto más joven. Los campos más nuevos requieren mucho menos mantenimiento que los campos maduros que generalmente tienen costos operativos más altos.
Más de 110 campos maduros han sido abandonados en el continente durante los últimos ocho años, y los nuevos campos ahora representan más de la mitad de la producción total en América del Sur en comparación con el 17% de los campos maduros.
En general, la participación en la producción de los campos que han pasado la mitad de su vida útil ha disminuido drásticamente en América del Sur desde 2013. Será interesante ver los perfiles de costos de Brasil y Petrobras cuando el desmantelamiento de los campos más antiguos comience en unos pocos años, dado el falta de experiencia del país en esta área.
De cara futuro, Rystad Energy afirma a través de su vicepresidente de investigación de servicios energéticos, que los gastos operativos por barril en aguas profundas se mantengan relativamente estables de 2020 a 2021.
Sin embargo, después de 2021 Rystad considera que los costos de extracción por producción aumentarán aproximadamente US$ 4 por barril de petróleo equivalente, manteniéndose en ese nivel hasta 2024 con un aumento de aproximadamente US$ 1 en 2025.
La adecuada selección de los proyectos
Es crucial ante la incertidumbre inducida por el Covid-19,que las empresas de servicios, los operadores y los inversores mantengan la vigilancia de sus presupuestos y mantenerse alejados de cualquier proyecto no rentable o de alto riesgo en los meses y años venideros.
Debido al precio spot generalmente bajo y variante del crudo Brent este año, es probable que se retrasen las inversiones y proyectos que no cumplan con los criterios de costo y riesgo establecidos por las empresas.
En consecuencia será vital conseguir el costo por producción más bajo posible, aunque será poco probable que se reduzcan aún más ya que muchas de las posibilidades se han agotado.
Las estrategias de reducción de costos adoptadas por América del Sur, y más específicamente Brasil, podrían servir como hoja de ruta para otras regiones y países con dificultades.
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