Los proyectos de esquisto siguen reinando mientras continúa subiendo el coste de la nueva producción de petróleo

El coste de desarrollo de nuevos proyectos petrolíferos de exploración y producción sigue aumentando debido a la presión inflacionista y a los problemas de la cadena de suministro. Un nuevo estudio de Rystad Energy muestra que el coste medio de equilibrio de un proyecto petrolífero no perteneciente a la OPEP creció hasta los 47 dólares por barril de crudo Brent, lo que supone un aumento del 5% sólo en el último año. A pesar del aumento de los costes, los umbrales de rentabilidad siguen siendo inferiores a los precios actuales del petróleo.

Los proyectos de aguas profundas en alta mar y de petróleo de baja permeabilidad siguen siendo las nuevas fuentes de suministro más económicas, mientras que las arenas bituminosas siguen siendo las más caras. El análisis de los costes de equilibrio permite estimar la cantidad de crudo que se suministrará en el futuro en función de la viabilidad económica de las distintas fuentes de suministro. La nueva investigación sugiere que, a pesar del aumento de los costes, es probable que haya más oferta en 2030, impulsada principalmente por la producción de los países de la OPEP, donde los costes son bajos y el potencial de recursos es elevado. El nuevo precio de equilibrio del petróleo para una demanda de 105 millones de barriles diarios en 2030 se sitúa en torno a los 55 dólares por barril.

Coste de la oferta mundial

El estudio incluye un análisis detallado del coste de la oferta mundial de los recursos líquidos restantes, divididos en yacimientos productores y yacimientos aún no productores. Los yacimientos que aún no se producen se dividen a su vez en diferentes grupos de segmentos de suministro. Según el informe, Oriente Medio es la fuente más barata de nueva producción, con un precio medio de equilibrio de sólo 27 dólares por barril. Este segmento también cuenta con uno de los potenciales de recursos más importantes. Le siguen las plataformas marinas (37 $ por barril), las aguas profundas (43 $) y el esquisto bituminoso norteamericano (45 $). Por el contrario, el umbral de rentabilidad de la producción de arenas bituminosas es de 57 dólares por barril, pero puede llegar hasta los 75 dólares.

“El aumento de los precios de equilibrio refleja la creciente presión de los costes en la industria de exploración y producción. Esto pone en entredicho la viabilidad económica de algunos nuevos proyectos, pero algunos segmentos, como el offshore y el tight oil, siguen ofreciendo costes competitivos, lo que garantiza que la oferta pueda seguir en línea para satisfacer la demanda futura. La gestión de estos aumentos de costes será fundamental para mantener el crecimiento de la producción a largo plazo”, dice Espen Erlingsen, director de Investigación Upstream de Rystad Energy

De 2014 a 2020, el petróleo compactado y la OPEP fueron los claros ganadores, ya que ambos segmentos experimentaron una reducción del precio de equilibrio y un aumento de los volúmenes potenciales. Desde 2020, la oferta potencial de tight oil se ha reducido, y ahora esperamos que el tight oil produzca alrededor de 22 millones de bpd en 2030, incluidos los líquidos de gas natural (LGN). La reducción de la oferta futura de tight oil se debe al cambio de estrategia de las empresas, que pagan más efectivo a los inversores y a la consolidación del sector.

Las arenas bituminosas siguen reduciendo costes

Entre 2014 y 2020, los sectores de plataformas marinas y aguas profundas experimentaron una reducción de costes de alrededor del 35%. Sin embargo, la falta de nuevas actividades de sanción durante el período redujo el potencial de suministro de líquidos en alta mar para 2030. En comparación con 2022, los precios de equilibrio de los segmentos de aguas profundas y plataformas marinas están subiendo debido al aumento de los precios unitarios. Las arenas bituminosas, sin embargo, siguen registrando una reducción debido principalmente a los menores costes operativos observados para este segmento de petróleo pesado.

Más allá de los umbrales de rentabilidad, la amortización media de los nuevos proyectos, la tasa interna de rentabilidad (TIR) y la intensidad de dióxido de carbono (CO2) son parámetros vitales para evaluar la economía del desarrollo de nuevos yacimientos de petróleo. El tiempo de amortización del sector del petróleo de baja permeabilidad es de sólo dos años, suponiendo un precio medio del petróleo de 70 dólares por barril, lo que ilustra la rapidez con que los operadores recuperan sus inversiones. En los demás segmentos, el plazo de amortización es de 10 años o más. El petróleo de baja permeabilidad también lidera el grupo en términos de TIR, con una TIR estimada de alrededor del 35% en el mismo escenario de precio medio del petróleo. Por el contrario, las arenas bituminosas, la fuente de suministro más cara, tienen la TIR más baja, de aproximadamente el 12%.

En los últimos tres años, la intensidad media de CO2 del petróleo compactado ha sido de 14 kilogramos por barril equivalente de petróleo (kg por boe), mientras que las aguas profundas tienen una intensidad media de CO2 ligeramente superior, de 15 kg por boe. El sector de las arenas petrolíferas se sitúa de nuevo por detrás de los demás segmentos, con las emisiones futuras estimadas más elevadas, en torno a los 70 kg por boe.