Hasta hace no mucho tiempo, las cuencas petrolíferas y gasíferas del Mar del Norte habían sido uno de los lugares más codiciados del mundo por numerosas compañías para desarrollar su actividad. No es para menos, atendiendo a los datos de la consultora estratégica McKinsey Company, que estima que la industria ha producido “cerca de 42.000 millones de barriles equivalentes de crudo (MMbpce) en Reino Unido y 39.000 MMbpce en Noruega” hasta 2014. Incluso en 2005, el país nórdico fue líder mundial de producción offshore, según los expertos de la consultora Rystad Energy.
Ahora, la realidad es muy diferente y los signos de decadencia son evidentes. Un ejemplo en este sentido es la caída en picado de la producción de crudo en el norte de Europa. Desde 2007 los dos principales países productores del Mar del Norte, Noruega y Reino Unido, no han dejado de ver cómo descendía sin parar el número de barriles que producen (ver figura inferior). En 2013, la suma de la producción de los dos países –sólo de crudo- fue de apenas 2,3 millones de barriles diarios (MMbd), muy lejos de los 5,3 MMbd que se alcanzaron en 1999.
Otro factor que está alertando del bajo ritmo de la región es la eficiencia de la producción. De acuerdo con los datos del Departamento de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, en 2012 este indicador fue del 60 por ciento, frente al 81 por ciento de 2004.
En la misma línea, los expertos de la consultora McKinsey señalan que “la eficiencia de la producción ha disminuido en más del uno por ciento al año en el Mar del Norte y ahora está en mínimos históricos, tanto en Reino Unido como en Noruega”. Inevitablemente, esta disminución en la eficiencia productiva ha tenido efectos económicos en la industria, que los analistas cifran en 900 MMbpce menos de producción y 60.000 millones de dólares menos en ingresos desde 2005.
Nivel mínimo de reservas
Aunque no es la primera vez que la industria energética en el Mar del Norte se enfrenta a una situación como ésta, sí podría ser la primera en la que las cifras de reservas estimadas no sean lo suficientemente esperanzadoras como para retener la inversión empresarial. En este sentido, los datos de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA por sus siglas en inglés) recogen que las reservas estimadas de Noruega para 2015 ascienden a 5.800 millones de barriles (MMb), lo que supone un brusco descenso con respecto a 1997, año en el que el país nórdico registró uno de sus mayores niveles de reservas, 11.234 MMb. En Reino Unido las estimaciones no son mucho mejores. Los datos de la EIA apuntan a que el país tiene 2.982 MMb, muy lejos de la marca registrada en 1999, cuando sus reservas eran de 5.191 MMb.
Y las condiciones naturales de la cuenca no son la única barrera a la que se tiene que enfrentar el sector en la zona. Muchas de las infraestructuras que operan en estos países están a punto de cumplir sus años de actividad previstos e incluso algunas ya los han sobrepasado. La antigüedad de las plataformas tiene efectos directos en los costes de operación y mantenimiento y afecta a la rentabilidad de las actividades.
A todo ello se une la necesidad de buscar el crudo en aguas cada vez más profundas –con la consecuente inversión económica que se requiere- y como resultado, la cuenca, que históricamente ha sido una de las zonas más rentables para la industria petrolera, parece cada vez menos competitiva. Así lo señalan los analistas de McKinsey: “Hace menos de quince años, el coste unitario promedio de extracción de la mayoría de sus campos de operación eran de 3,05 euros por barril equivalente de crudo (bpce), mientras que los costos promedio de desarrollo eran de 5,4 euros. Estos márgenes eran similares a los de las regiones productoras más económicas del mundo, pero ya no es así”, reconocen.
La coyuntura económica tampoco está ayudando a revertir la situación. Con los precios del petróleo un 50 por ciento por debajo de hace un año, resulta complicado encontrar la rentabilidad a proyectos que necesitan inversiones millonarias.
Si bien se estimaba que las compañías invertirían millones de dólares en el estudio y puesta en marcha de nuevas infraestructuras en el Mar del Norte, varias empresas ya han comenzando a anunciar cancelaciones o retrasos.
Uno de los ejemplos más recientes lo ha protagonizado ConocoPhillips. Se esperaba que la petrolera estadounidense presentara un plan de desarrollo a principios de 2016 para el campo Tommeltien Alpha, en aguas noruegas. Sin embargo, la empresa ha decidido cancelar su proyecto de desarrollo de gas condensado, cuya inversión ascendía a 2.100 millones de dólares.
No es el único caso. El ambicioso proyecto de Chevron, la explotación del campo Rosebank, podría correr la misma suerte en los próximos meses. Se trata de una zona a 130 kilómetros de las Islas Shetland, donde la profundidad es de 3.600 pies (1.100 metros). Rosebank, que fue descubierto en 2004, se encuentra al borde de la plataforma continental del Reino Unido, y la propia empresa reconoce que, aunque es un área poco desarrollada en lo que se refiere a infraestructuras, podría ser una de las últimas grandes zonas con recursos del país. El proyecto, que incluye plataformas flotantes de producción, almacenamiento y descarga, así como un oleoducto para la exportación de gas, tiene un coste estimado de 10.000 millones de dólares y aunque la compañía todavía no se ha pronunciado respecto al futuro del proyecto, muchos analistas consideran que con los precios del petróleo en 50 dólares el barril es muy complicado obtener rentabilidad de la operación.
La noruega Statoil también se estaría replanteando inversiones millonarias en el Mar del Norte. En su caso, el proyecto consiste en la construcción de la plataforma Snorre C, en la zona de Tampen, en aguas noruegas. Aunque la compañía sólo ha dicho que está reajustando el calendario del proyecto, sí reconoce que “cuando se presentó el plan de desarrollo, la tasa de recuperación estimada era del 25 por ciento” y la compañía quiere que la instalación de la plataforma Snorre C impulse esa tasa hasta el 54 por ciento. Por esta razón ha pospuesto hasta otoño de este año el siguiente paso del proyecto, que en un primer momento estaba previsto para el pasado marzo.
Y las compañías también dejan ver sus intenciones de vender activos. Es el caso de la francesa Total, que a principios de año reconocía que reducirá su presencia en la zona como consecuencia del descenso en la rentabilidad de los yacimientos. Otro caso más reciente es el de la rusa L1 Energy, que podría poner a la venta en los próximos meses una docena de los campos de gas que tiene en la zona después de que el secretario de Energía del Reino Unido, Ed Davey, le haya dado un plazo de tres meses para disponer de los campos que adquirió en marzo de la filial energética de la alemana RWE.
La situación es tan extraordinaria que incluso ya se han producido reacciones gubernamentales. En Reino Unido los presupuestos del Estado presentados el pasado marzo prometen que el Gobierno reducirá “sustancialmente los impuestos de petróleo y gas para mejorar la competitividad”. Entre las medidas que recoge el texto destaca una reducción de la carga impositiva a los ingresos del petróleo desde el 50 por ciento actual hasta el 35 o financiar con 20 millones de libras –casi 30 millones de dólares- un programa de estudio sísmico para impulsar la exploración offshore.
Oportunidades en desmantelamiento
En este escenario, las empresas petroleras llevan ya tiempo moviéndose fuera de la región, y todos los expertos apuntan a que 2015 va a ser un año clave en el desmantelamiento de las plataformas petrolíferas en el Mar del Norte. Así, desde McKinsey destacan que “en los últimos dos años y por primera vez en la historia de la cuenca, el número de pozos de Reino Unido que fueron taponados y abandonados superó al número de perforados para exploración y evaluación” (ver figura inferior).
Hasta el momento, el ritmo de clausura de los pozos ha sido más lento de lo que se esperaba, debido principalmente a los avances técnicos, al favorable precio del petróleo, que hacía más rentables las operaciones, y a que la vida de los campos se ha extendido por encima de las previsiones. “Si en 1997 la industria pronosticaba que para 2006 se habrían dado de baja 43 activos, la realidad es que ese año sólo lo habían hecho tres y la producción de los 40 restantes superó los 250.000 bd. Pero en los últimos cinco años, 27 campos del Reino Unido dejaron de producir y un tercio de ellos estaba a la espera de que el regulador aprobara la retirada del servicio”.
Existe por tanto una gran oportunidad para el sector del desmantelamiento de infraestructuras y así los refleja un estudio realizado por la consultora Arup, que estima un potencial de negocio en el Mar del Norte de hasta 3.800 millones de dólares por año. Entre 2014 y 2017 estas necesidades podrían ascender a 25.000 millones de dólares.
Las nuevas regiones líderes
Esta salida de los operadores del Mar del Norte puede provocar que la actividad se incremente en otras partes del mundo, como Brasil, Australia, China o México. Precisamente este último país ha visto aumentar el ritmo de la industria petrolera en los últimos años y los proyectos no dejan de crecer. Un ejemplo en este sentido es el reciente descubrimiento del yacimiento bautizado como ‘Yeti’ en el Golfo de México, por parte de la noruega Statoil. La reciente apertura del mercado energético mexicano, en manos del Estado durante más de medio siglo, está logrando atraer inversión extranjera con la capacidad financiera y técnica para desarrollar proyectos complejos en aguas profundas.
La presencia de torres de perforación es otra pista acerca de dónde se está intensificando la actividad en muchas zonas del mundo en contraste con lo que está ocurriendo en el Mar del Norte. En 2014 se podían encontrar en el Golfo de México 146 de estas intalaciones, frente a las 94 del norte de Europa. Ese año, otras regiones como el Pacífico asiático o el África Subshariana encabezaban este ranking, con 189 y 80 torres respectivamente.
Por su parte, Estados Unidos ha publicado hace unas semanas, a través de la EIA, unas previsiones que apuntan a que la producción de petróleo y gas en el Golfo de México llegará a 1,5 MMbd en 2015 y aumentará a 1,6 MMbd en 2016. Los datos afianzan la tendencia que ya lleva años mostrando el país. Y es que desde 2008, la producción no ha dejado de crecer, pasando de 300.000 bd ese año a casi 450.000 en 2013 (ver figura inferior). Según BP Statistical, la producción de EEUU ese año aumentó un 13,5 por ciento con respecto al año anterior, lo que supuso casi un 11 por ciento de la producción mundial.
Pero si hay una industria capaz de reflejar dónde se van a desarrollar en los próximos años la mayoría de los proyectos del sector energético es la de los sistemas flotantes de producción (FPS por sus siglas en inglés) y las cifras son optimistas para América Latina. De acuerdo con los expertos de la consultora Douglas-Westwood, la inversión de estas compañías entre 2014 y 2018 ascenderá a los 100.000 millones de dólares, un incremento de casi el 140 por ciento con respecto al período de recesión.
Según el informe del grupo, la mayor parte de la inversión en FPS se va a destinar específicamente a los sistemas flotantes de producción, almacenamiento y descarga (FPSO, por sus siglas en inglés), tanto en lo que se refiere a unidades instaladas como en capital. Geográficamente, la región en la que se verá más dinamismo en esta industria será América Latina, donde hay previstas, según Westwood, 139 instalaciones. Esta zona del planeta acumulará gran parte del capital invertido, ya que la necesidad de buscar petróleo en aguas ultraprofundas en muchos países, como en Brasil, hace necesaria una mayor inversión.
Asia y África van a ser las otras zonas en las que la industria de los FPSO acelere más el ritmo, con 28 y 27 instalaciones previstas respectivamente. De nuevo, la inversión aquí dependerá del entorno en el que trabajen los operadores. En África, como en Latinoamérica, los trabajos van a ser cada vez a más profundidad, mientras que en Asia las operaciones van a ser más sencillas y requerirán menos inversión, porque los yacimientos se encuentran en aguas relativamente poco profundas.
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