Empresas de energía frente a la realidad cruda: mejor dejarlo en tierra.

by • 18 febrero, 2017 • Mundo, Slider, Slider 2Comments (0)

Una nueva era de los bajos precios del crudo y regulaciones más estrictas sobre el cambio climático está empujando tanto a compañías de energía como a gobiernos con vastos recursos hidrocarburíferos a hacer frente la posibilidad de que puede ser conveniente dejar en el subsuelo algunos recursos fósiles a la espera de mejores precios o sencillamente abandonándolos. 

Exxon Mobil Corp. en la semana que viene estaría comunicando que unos 3.6 B bbls de petróleo que tenía previsto producir en Canadá en las próximas décadas ya no está rentable extraer. El reconocimiento por parte de Exxon, después de que la compañía gastó cerca de $ 20 millones de dólares para poner a las arenas petrolíferas en el centro de sus planes de crecimiento, destaca cómo han cambiado drásticamente las expectativas sobre las perspectivas de futuro de la región.

Una vez considerado una apuesta segura, vastos depósitos de Canadá están emergiendo como una de los primeros y más visibles reservas en riesgo de ser abandonados por una combinación de altos costos, precios bajos y difíciles nuevas normas ambientales.

"Por muchas razones las arenas bituminosas parecen un candidato ideal para la eventual abandono", dijo Jim Krane, especialista en energía del Instituto Baker de la Universidad Rice. "Uno de los problemas es que los costos son persistentemente más altos. Y el alto contenido de carbono, sencillamente lo hace peor."

Durante la mayor parte de la década pasada, Exxon y otras majors gastaron miles de millones de dólares en Canadá como parte de una búsqueda global de nuevas fuentes de suministro, ya que los analistas advertían sobre el "pico del petróleo", o el riesgo de quedarse sin el recurso, llevando a los precios a $ 140 por barril.

Por otra parte, las empresas se deben a la necesidad de reponer sus reservas de petróleo y gas, ya que los inversores han mirado tradicionalmente en tales números como un barómetro importante para el futuro de una empresa de recursos fósiles.

Pero ahora, la preocupación es más sobre "los picos de demanda." En medio de un exceso de oferta que condujo a un colapso de los precios en 2014 y una tibia recuperación, los inversores y ejecutivos de algunos de los productores de energía más grandes del mundo están considerando la posibilidad de que la demanda de petróleo podría alcanzar su punto máximo y luego reducir la velocidad en las próximas décadas.

 

El paso de una preocupación por el suministro insuficiente a las preocupaciones acerca de la demanda ha alterado las prioridades de inversión alejándolas de las oportunidades de alto costo en el Ártico, las aguas ultraprofundas y las arenas bituminosas.

Estos proyectos pueden requerir miles de millones de dólares en inversión inicial y de 7 a 10 años, o más, para para recuperarla. En lugar de ello, las empresas se están centrando cada vez más en nuevas fuentes de petróleo crudo, como el shale, que no requieren la misma inversión masiva y que se pueden pasar de desarrollo a producción mucho más rápidamente.

"Salvo alguna catástrofe geopolítica que realmente cambia el panorama … todos estos otros proyectos van a tener la misma suerte que las arenas bituminosas," dijo Amy Myers Jaffe, directora ejecutiva de Energía y Sostenibilidad de la Universidad de California, Davis.

Canadá que era vista como el tercer mayor tesoro del mundo de crudo capaz de satisfacer la demanda estadounidense por casi 30 años, en gran parte debido a las arenas de petróleo en el norte de Alberta. Hoy la realidad es muy distinta: sólo alrededor del 20% de esas reservas, o en torno al 36,5 mil millones de barriles, son capaces de ser rentables, según Wood Mackenzie.

En los 10 años previos a la caída de los precios del 2014, las empresas gastan tanto como u$s 200 mil millones de megaproyectos para extraer petróleo pesado en  Alberta. Canadá, a pesar de sus altos costos, era atractivo para las empresas como Exxon para su estabilidad y la proximidad a los EE.UU.

Para construir su proyecto de arenas petrolíferas en Alberta Kearl, Exxon invirtió más de u$s 20 mil millones, el diseño de un proceso apostando a la aplicación de tecnologías de baja emisión de carbono. El proyecto supone extraer 4.6 B bbls de crudo en más de 40 años. En primer lugar la producción entró en operación en 2013 y se amplió significativamente dos años más tarde. La planta producía un promedio de alrededor de 169.000 barriles por día el año pasado, de acuerdo con una filial de Exxon. La planta ahora produce aproximadamente 300.000 barriles por día, de acuerdo con Exxon.

Las reservas perdidas son una víctima de la caída de los precios que han llevado a cancelar o retrasar más de 17 proyectos de arenas petrolíferas, lo que representa alrededor de 2,5 millones de barriles diarios de la producción, de acuerdo con ARC Financial Corp.

Las compañías globales como Statoil  y Royal Dutch Shell, que corrió para construir proyectos industriales masivas en Canadá se han visto obligados a reducir el valor de las inversiones de arenas petrolíferas. Desde 2012, las amortizaciones de las empresas y los productores canadienses han exceder de $ 20 mil millones.

 

Las normas de la Comisión de Bolsa y Valores de Estados Unidos exigen a las empresas para evaluar sus perspectivas de futuro basado en el precio promedio del petróleo en el año anterior – alrededor de $ 43 por barril en los EE.UU. para el año 2016. Exxon ha dicho que puede tomar tanto como 3.6 B bbls de sus libros porque pierden dinero a bajo precio. Las reservas se pueden añadir de nuevo si los precios suben, los costos de caídas o en operaciones sean más eficientes.

Exxon no es la única empresa a tomar medidas que ponen de relieve las nuevas realidades y las amenazas a las futuras reservas de petróleo. En su pronóstico anual de energía publicado a principios de este año, BP advirtió que una gran cantidad de recursos de petróleo ya descubiertos y una desaceleración en el ritmo de crecimiento de la demanda es probable que significaría unos barriles que nunca se desarrollen.

Exxon, junto con Chevron Corp. ( CVX ), están invirtiendo miles de millones de dólares en expandir su presencia en shale oil, reconvirtiéndose en proyectos que pueden acelerar rápidamente para llenar el vacío dejado por la falta de desarrollos más grandes y costosos proyectos.

Muchos de los mayores productores del Canadá tienen previsto gastar menos o mantener los gastos más o menos estable este año en comparación con 2016, justo cuando el gasto en diferentes zonas de los EE.UU. está empezando a subir.

De acuerdo con la Asociación Canadiense de Productores de Petróleo, la inversión de capital en las arenas de petróleo cayó alrededor de un 30% tanto en 2015 y 2016 y se espera que se deslice otro 11% este año.

No se espera que la producción de petróleo en Canadá se desplome como lo ha hecho en los EE.UU. décadas atrás. Algunos proyectos para los que ya se ha gastado enormes sumas de dinero puede mantenr su rentabilidad, una señal de la capacidad de recuperación de las inversiones de arenas bituminosas una vez que la inversión está hundida. Esto es debido a que el costo directo de producción de barriles una vez que los proyectos están en marcha es baja.

No obstante la extracción y el refinado de petróleo pesado de la región es un proceso más intensivo en carbono que casi cualquier otro tipo de extracción. Y los gobiernos de Alberta y Canadá han introducido nuevas normas, incluyendo un límite a las emisiones de carbono y un impuesto.

Por SARAH KENT,  BRADLEY OLSON y GEORGI KANTCHEV

 

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