Bloomberg — Es probable que la producción de petróleo estadounidense disminuya el próximo año, pero la magnitud de la caída se verá sustancialmente reducida por una vieja fuente de nuevos suministros: el Golfo de México.
Los productores en el cuerpo de agua, que el presidente Donald Trump rebautizó como ‘Golfo de América’, producirán 300.000 barriles diarios nuevos este año y otros 250.000 barriles en 2026 debido a proyectos que se han estado preparando durante muchos años, según la empresa de pronósticos Wood Mackenzie Ltd. Estos aumentarán la producción en la región a más de 2 millones de barriles por día, aproximadamente un 40% más que en 2020.
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El crecimiento se produce en un contexto de ralentización de la producción de esquisto de EE.UU. debido al debilitamiento de los precios del petróleo, ya que los productores terrestres recortan plataformas y costos para contrarrestar el aumento de la oferta de la OPEP y sus aliados. La producción global de EE.UU. descenderá un 0,4% hasta los 13,37 millones de barriles diarios el año que viene, la primera caída desde 2021, según las Perspectivas Energéticas a Corto Plazo de la Administración de Información Energética publicadas el martes.
La creciente importancia del Golfo representa un cambio radical con respecto a las últimas dos décadas, cuando la región, afectada por el derrame de petróleo de Deepwater Horizon, el aumento vertiginoso de los costos y los cierres por la pandemia, quedó relegada a un segundo plano ante el auge del esquisto que ha convertido a Estados Unidos en el mayor productor mundial de petróleo. Sin embargo, ahora la caída de los precios del crudo perjudica a las empresas perforadoras de esquisto, mientras que importantes proyectos a largo plazo en el Golfo comienzan a operar.
“La mayoría de la gente se centra en tierra firme, cuando el verdadero crecimiento este año vendrá de alta mar”, dijo en una entrevista Miles Sasser, analista de investigación de Wood Mackenzie. “Los proyectos en el Golfo de América se están acelerando muy bien, y eso debería sorprender a muchos”.
Trump ha prometido dar rienda suelta a la producción estadounidense de petróleo y gas, y su administración está reelaborando las políticas para ayudar a impulsar los flujos, incluidos los del Golfo. También ha creado un Consejo Nacional de Dominio de la Energía para ayudar a expandir la producción. Pero su guerra comercial global y los aumentos de oferta de la OPEP+ que ha impulsado han desplomado los precios del crudo, lo que ha empujado la retirada de las empresas de perforación de esquisto.
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Chevron Corp. (CVX) aumentará la producción en el Golfo un 50% respecto al año pasado, hasta 300.000 barriles diarios en 2026. Shell Plc tiene Sparta, un proyecto de 90.000 barriles diarios que entrará en funcionamiento en 2028, mientras que BP Plc tiene una serie de proyectos hasta el final de la década que aumentarán la capacidad de producción en torno a un 20%, hasta más de 400.000 barriles diarios. Todos ellos llegan en un momento en el que los frackeadores advierten que la producción de esquisto estadounidense puede haber tocado techo.
El crecimiento de la producción en el Golfo solo ha superado al del esquisto en tres de los últimos 10 años, y cada uno de esos casos se produjo en un contexto de bajos precios del petróleo y ralentización de la demanda, según Jesse Jones, analista senior de upstream de Energy Aspects.
“Los productores de esquisto reaccionan más rápidamente a los precios más débiles”, dijo.
Los desarrollos más recientes de Chevron alcanzan el punto de equilibrio a precios del crudo inferiores a US$20 el barril, lo que los sitúa entre los de menor costo del mundo, según Bruce Niemeyer, presidente de producción de la compañía en las Américas. El crudo Brent se situó el lunes justo por encima de los US$67 el barril, un 10% menos desde el 1 de abril.
“Si puedes reducir los umbrales de rentabilidad, haces que tus inversiones sean más resistentes, haces que la empresa sea más resistente”, dijo Niemeyer en una entrevista. “Ése es el cuadro de mando definitivo”.
El secreto del repunte del Golfo es un cambio fundamental en el modelo de negocio en alta mar.
Cuando el petróleo cotizaba constantemente a US$100 el barril entre 2008 y 2015, los productores diseñaron grandes, complejos y caros buques de producción. Desde entonces se han centrado en estructuras más pequeñas y sencillas. BP redujo el costo de su proyecto Mad Dog 2 en más de la mitad, hasta US$9.000 millones, para cuando entre en funcionamiento en 2023. Shell recortó el gasto de su plataforma Vito en un 70% respecto a su diseño inicial. Ambas empresas dicen que su nuevo enfoque es “diseñar uno, construir muchos”.
“Las aguas profundas ya no son de alto costo por defecto”, dijo Colette Hirstius, vicepresidenta ejecutiva de Shell para el Golfo de América, en respuesta a unas preguntas. “Está demostrando ser altamente eficiente, con poco capital y resistente” a través del ciclo de precios del petróleo.
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Chevron está trabajando para llenar las antiguas plataformas de producción en lugar de construir nuevas, afirmó Niemeyer. Ballymore comenzó a producir sus 75.000 barriles diarios en abril, pero no cuenta con una plataforma dedicada. En cambio, el campo está conectado a su plataforma Blind Faith, construida en 2008, mediante tres millas de tuberías submarinas o “conexiones de enlace”. Aproximadamente el 80% del arrendamiento de exploración de Chevron se encuentra dentro del alcance de conexión de las instalaciones existentes.
“Empezamos pensando en el final”, dijo Niemeyer. “Eso nos prepara para ser muy disciplinados en las elecciones de diseño y en la ejecución, y eso se traduce en última instancia en un descenso de los costos de equilibrio”.
Como todos los yacimientos petrolíferos establecidos, el del Golfo se enfrenta a límites. No ha habido grandes descubrimientos nuevos desde 2017, cuando Shell encontró petróleo en el yacimiento de Whale, dijo Sasser de Wood Mackenzie. La región “carece de proyectos de gran impacto que sostengan el crecimiento en los próximos años”, dijo.
Pero las grandes petroleras están demostrando que la tecnología puede ayudar a superar estos obstáculos.
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Chevron realizó el descubrimiento de Anchor en los estratos geológicos del Paleógeno en 2015, pero sus 440 millones de barriles se encontraban a seis millas bajo el lecho marino, a presiones y temperaturas ultraaltas. Tras años de colaboración con proveedores de la industria para acceder al petróleo de forma segura, Chevron comenzó a producir el petróleo de Anchor en agosto a presiones de hasta 20.000 libras por pulgada cuadrada (PPM), una de las más altas del mundo y equivalente a la presión de un elefante sobre una moneda de veinticinco centavos.
BP ha descubierto unos 10.000 millones de barriles de recursos en el Paleógeno y empezará a producir de él a través de su proyecto Kaskida en 2029.
El Golfo es “una región estratégica clave para BP” debido a sus altos volúmenes y bajos costos, dijo Andy Krieger, vicepresidente senior para el Golfo de América y Canadá, en respuesta a las preguntas.
“Esa es una gran razón por la que hemos realizado inversiones significativas en esta región durante muchos años”, dijo, “y por la que tenemos toda la intención de seguir invirtiendo allí, de forma disciplinada, durante muchos más”.
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