El presidente de los Estados Unidos, Joe Biden, ha puesto a la industria petrolera y a los estados productores de petróleo al límite con sus planes para reformar las prácticas de permisos y arrendamiento de petróleo y gas en tierras federales y en aguas federales, pero ¿que tanto será el impacto en las regiones clave de producción estadounidense?.
Actualmente, la Administración está pausando nuevos arrendamientos de petróleo y gas natural hasta que se complete una revisión para posibles cambios a las regulaciones. Aunque aún no está claro qué tan restrictivos serían esos cambios, la industria y los analistas están tratando de cuantificar cuánto sufriría la producción de petróleo de Estados Unidos en el mediano y largo plazo.
Es probable que los impactos inmediatos sean insignificantes, pero a mediano y largo plazo, las nuevas regulaciones podrían tener consecuencias de gran alcance, no solo en la producción de shale oil y la producción convencional en alta mar, sino también en los ingresos y presupuestos petroleros de los estados donde una gran parte de la actividad de perforación actualmente se lleva a cabo en terrenos federales.
Amplia gama de escenarios
Todos los pronósticos muestran que habrá impactos en la producción y los ingresos fiscales de los estados. Pero cuán drásticos serían esos impactos dependerá de las reglas finales y del éxito de la industria en desafiar posibles medidas drásticas en los tribunales.
Según Wood Mackenzie, la actual moratoria temporal tendrá poco impacto en la producción de petróleo.
“El proceso de revisión, sin embargo, podría resultar en medidas de mayor alcance, como regalías más elevadas u obligaciones ambientales sobre nuevos arrendamientos, la prohibición de nuevas ventas de arrendamientos y/o la prohibición de nuevos permisos en arrendamientos existentes”.
Alrededor del 6% de la producción de petróleo de EE. UU. proviene de tierras federales.
Sin embargo, “prohibir nuevos permisos de perforación federales en arrendamientos existentes es un escenario más extremo, que pondría en riesgo los volúmenes de suministro futuros y afectaría los inventarios de perforación futuros en algunas regiones”, dice Pablo Prudencio, Analista de Investigación Senior de WoodMac.
Los escenarios de producción en el Pérmico
En el Pérmico, la principal cuenca de shale de EE. UU., el crecimiento de la producción se desacelerará y la actividad se trasladará de Nuevo México a Texas, ya que la mitad de la producción de petróleo de Nuevo México proviene de la superficie federal en el Pérmico, dijeron Garrett Golding y Kunal Patel, economistas de negocios en Research Departamento de la Fed de Dallas, en un informe a principios de este mes.
En el caso de referencia, donde el arrendamiento, los permisos y la perforación cambian poco con respecto a los niveles del primer trimestre de 2021, la producción de Pérmico aumentaría de 4,3 millones de bpd en 2020 a 5,3 millones de bpd en diciembre de 2025, mientras que la producción de Nuevo México aumentaría a 1,5 millones de bpd desde 1.0 millones de bpd ahora, con un crudo WTI a un promedio de US$ 50 el barril.
Suponiendo que no haya un nuevo arrendamiento federal pero que los arrendatarios existentes sigan recibiendo permisos de perforación, la producción de Permian aumentaría a 5,1 millones en 2025. Pero la producción de Nuevo México aumentaría en solo 100.000 bpd, según la Fed de Dallas.
En el caso más restrictivo, donde no se otorgan nuevos permisos o extensiones federales a partir de 2023, la producción de Pérmico aún aumentaría, a 4,8 millones de bpd en 2025, pero la producción de Nuevo México disminuiría a 700.000 bpd, o 800.000 bpd menos que en la referencia. caso.
Los estados con una gran producción en tierras federales se verán impactados económicamente.
Las variaciones en la producción esperada del Permico son un ejemplo de cómo los estados con más actividad de perforación en tierras federales verán disminuir su producción de petróleo.
El caso de Nuevo México
Nuevo México será uno de los estados más afectados negativamente. El impacto directo será en la disminución de la recaudación de impuestos y la caída del empleo, ya que “la producción y el empleo en toda la cuenca cambiarán gradualmente de tierras federales en Nuevo México a tierras privadas y estatales en Nuevo México y Texas, con amplias implicaciones económicas variadas para la región“, señaló la Fed de Dallas.
Una prohibición del arrendamiento federal podría costarle a Nuevo México 62.000 empleos para 2022, mientras que US$ 1.100 millones en ingresos de Nuevo México estarían en riesgo, dice el Instituto Americano del Petróleo (API).
La Reserva Federal de Dallas señala que en Nuevo México el impacto fiscal y en el empleo será amplio y variado.
El impacto fiscal en Nuevo México será grande, según la Fed de Dallas. En el año fiscal que terminó el 30 de junio de 2020, Nuevo México recibió US$ 2.600 millones de impuestos, regalías y tarifas de la industria del petróleo y el gas, un tercio del fondo general del estado, con $ 809 millones provenientes de la participación del estado en los ingresos por minerales en propiedades federales.
Nuevo México, liderado por los demócratas, enfrenta un dilema: el apoyo a las políticas climáticas del presidente Biden y las restricciones a las perforaciones petroleras federales significarían ingresos mucho más bajos para que el estado los utilice en educación, escuelas y otros programas gubernamentales.
El impacto en otros estados
Otros estados también sufrirán restricciones sobre la perforación en tierras federales. En Wyoming, por ejemplo, la moratoria de arrendamiento federal afectará al 75% de los campos convencionales del estado y al 60% de la tierra perforable, dijo el Instituto de Recuperación Mejorada de Petróleo (EORI) de la Universidad de Wyoming en un informe a principios de este mes.
“Esta política restringirá, o posiblemente evitará, el acceso a 2.900 millones de barriles de reservas de petróleo potencialmente recuperables en tierras federales y los US$ 12.900 millones asociados en ingresos fiscales”, dice el informe.
El mayor impacto será en la producción de petróleo offshore
La producción en tierra en algunos estados como Wyoming y Nuevo México será la que más sufrirá, pero en general, el mayor impacto de los cambios en las regulaciones de arrendamiento se sentirá en alta mar en el Golfo de México.
“Esperamos que la producción de otras cuencas también disminuya en comparación con los pronósticos habituales, especialmente en el Golfo de México, donde el gobierno federal administra casi toda la actividad de petróleo y gas”, dijeron los economistas de la Fed de Dallas.
Aun cuando Nuevo México y Wyoming se verán afectados, el mayor impacto por las restricciones se sentirá en el Golfo de México.
El American Petroleum Institute (API) dijo en un informe el año pasado que la producción de petróleo en alta mar de Estados Unidos se reduciría en un 44% para 2030, mientras que la producción de gas natural en alta mar se reduciría en un 68%.
Refiriéndose a la suspensión de nuevos contratos de arrendamiento, el director ejecutivo de Chevron, Michael Wirth, dijo en la teleconferencia de ganancias del cuarto trimestre en enero que “los riesgos probablemente sean mayores en el Golfo de México”.
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