edición: 2979 , Martes, 2 junio 2020
21/05/2020

Los costes de extracción de crudo en el Mar del Norte amenazan la producción a los precios actuales

Neptune Energy renuncia a la adquisición de los activos de Edison en aguas de Reino Unido y Dinamarca
Carlos Schwartz
La petrolera Neptune Energy, propiedad de fondos de capital privado y un fondo soberano chino, ha renunciado a la adquisición de activos petroleros en aguas de Reino Unido y Dinamarca que fueron propiedad de la eléctrica italiana Edison y están en manos de Energean Oil & Gas que pactó el año pasado su adquisición de la italiana. La adquisición por importe de 250 millones de dólares fue acordada el año pasado con precios del crudo el doble de los actuales. Neptune tiene como consejero delegado al ex máximo ejecutivo de la británica gasista Centrica, Sam Laidlaw. El abandono supone el pago de una penalización de cinco millones de dólares. La empresa afirma que mantendrá sus planes de expansión en línea con sus dimensiones. Neptune es una de las petroleras independientes más grandes de Europa y tiene su sede en Aberdeen y mantiene activos en Europa, África y Asia y Pacífico. Fue fundada en 2015 por los fondos CVC y Carlyle, pero la adquisición en 2018 de los activos 'upstream' de Engie supuso la entrada en el capital con el 49% de las acciones de China Investment Corporation, un vehículo de inversión perteneciente al estado chino. La retirada de Neptune es un reflejo de la situación de las explotaciones de crudo en el Mar del Norte, donde el coste de extracción puede superar con creces al precio actual de mercado del barril de crudo.
De acuerdo con un estudio de Alex Kemp y otros colaboradores, un economista de la Universidad de Aberdeen dedicado al petróleo, un 36% del total de las reservas de crudo en el Mar del Norte quedarían sin extraer hasta 2050 a un precio por barril de 35 dólares. Kemp viene advirtiendo acerca de la “alta sensibilidad” a los precios del petróleo de las explotaciones en la plataforma del Mar del Norte por sus costes de producción. En diciembre pasado Kemp señaló en otro estudio firmado junto a su colaboradora Linda Stephen que unos 415 campos petroleros podían ser considerados reservas técnicas, en la medida que no serían explotadas, cuando los precios aún no se habían derrumbado como lo han hecho desde la explosión de la Covid-19. El economista señaló que la entrada en producción de esos campos determinaría en gran medida el ritmo de producción en la cuenca.

El Brent se negocia actualmente en torno a los 35 dólares el barril, lo cual supone que esté en el precio límite señalado por Kent como barrera a la producción. Pero el precio del barril el mes pasado llegó a tocar los 25 dólares por primera vez en 17 años. Por su parte el West Texas estadounidense registró en medio de la caída provocada por el cierre de contratos de futuros precios negativos por primera vez en su historia. La escasez de demanda de petróleo a escala global tras declararse la pandemia de Covid-19 derribó los precios del crudo este año y ha puesto en cuestión el futuro de la cuenca del Mar del Norte que cumple 50 años de explotación. Las petroleras que operan en esta cuenca ya han abandonado muchos proyectos maduros por los bajos precios del barril. EnQuest anunció en marzo que dos campos en los que había suspendido producción para reparaciones no volverían a entrar en actividad. 
Algunas de las petroleras independientes que explotan crudo en el Mar del Norte tienen una fuerte carga de deuda a causa de la caída de los precios en 2014 y el ciclo de producción a precios por encima de los 60 dólares el barril no duró lo suficiente como reducir ese endeudamiento de forma aceptable para los inversores. Otras petroleras en similar situación son Tullow y Premier Oil. Por otra parte muchos proyectos que estaban previstos para este año han sido postergados y las fuentes del sector estiman que se perderán en la región unos 30.000 empleos a causa de la caída de la demanda y su efecto sobre los precios. De acuerdo con el profesor Kemp, a 35 dólares el barril se puede extraer en total 8.300 millones de barriles de petróleo hasta el 2050 sin perder dinero, lo que deja un saldo de 4.600 millones de barriles sin sacar del subsuelo. Para Kemp el Mar del Norte ha entrado en una fase de declinación a largo plazo. De acuerdo con su estudio a precios de 45 dólares el barril hasta un 28% de las reservas de hidrocarburos no pasaría el listón de los precios.

El mercado del crudo está recuperándose con gran lentitud de su situación catastrófica en marzo y abril, a expensas de los profundos recortes de producción por parte de la OPEP, Rusia y los productores independientes de Estados Unidos. Aunque esta reducción de la producción se hace a un alto coste económico era la única forma de lograr que los precios de mercado salieran de la zona de alto riesgo en la que se habían instalado. El inicio de la desescalada global ha traído aparejado un aumento del tráfico de vehículos en las calles de las ciudades y en las carreteras de los países aunque el consumo sigue muy bajo. Las gasolinas y gasóleos para automoción y los combustibles de aviación han sido los flancos más golpeados por la caída del consumo. Lo que los técnicos se consideran incapaces de determinar a priori es si el aumento paulatino de la demanda se va a mantener, porque existe el riesgo cierto de que un rebrote de la pandemia vuelva a confinar a segmentos importantes de la población mundial con lo cual se registraría una nueva caída de la demanda que puede adquirir una vez más proporciones dramáticas. 

De acuerdo con estimaciones de fuentes privadas la demanda normal del mercado estaba en 100 millones de barriles al día antes de la Covid-19 y consideran a ese el nivel el promedio normal. De acuerdo con proyecciones de BP durante el momento más estricto de los confinamientos el mes pasado el consumo de crudo había caído entre un 25% y un 30%. Según Total, la Agencia de Información de la Energía estadounidense,  calcula que la demanda de gasolinas en Estados Unidos ha superado los 7 millones de barriles diarios una vez más, comparado con cinco millones a comienzos de abril. China que es el segundo mayor consumidor después de Estados Unidos ha tenido la mayor recuperación de la demanda debido a su distancia del pico de la pandemia. Mientras que los analistas consideran que si no hay un rebrote de la epidemia el consumo seguirá creciendo, algunos expertos afirman que los niveles de consumo de 100 millones de barriles diarios no volverán hasta el final de 2022.

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