Los proyectos en México, Lakach y Trion podrían compensar la caída en producción en algunas regiones del mundo.
En los próximos años, el gasto de capital upstream (capex) en América Latina se desplazará hacia aguas cada vez más profundas y es probable que Brasil, Guyana y México lideren la carga de nuevos gastos, aseguró Rystad Energy.
Si bien las inversiones en tierra se han estabilizado en alrededor de 14 mil millones de dólares y el gasto en aguas poco profundas continúa disminuyendo, se proyecta que el gasto en aguas profundas crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 15% de 2021 a 2025. Para 2025, estimamos que la inversión en aguas profundas en sísmica, la perforación y las instalaciones superarán los 25 mil millones de dólares, acercándose al máximo histórico de 28 mil millones de 2013 impulsado por los campos presalinos de Brasil.
Tres países liderarán el próximo crecimiento: Brasil mantendrá su posición dominante con Guyana creciendo gracias a los descubrimientos recientes y México ampliará la exploración desde las regiones de la plataforma heredada hasta aguas más profundas.
Los megaproyectos anticipados combinados en estos tres países ayudarán a impulsar la cadena de suministro de buques de perforación, buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) y equipos submarinos luego de una disminución constante desde 2014 cuando la actividad alcanzó su punto máximo en el Golfo de México de Estados Unidos, África occidental y Australia.
En 2022, se proyecta que el gasto de capital en aguas profundas supere los 72 mil millones de dólares a nivel mundial. Esto representa un crecimiento sustancial desde el año pasado cuando el gasto tocó fondo en 58 mil millones de dólares, un nivel que no se veía desde 2006 y ni siquiera la mitad del máximo de 154 mil millones de dólares de 2014. En ese entonces, la inversión de ciclo largo se consideraba fundamental para satisfacer las necesidades energéticas de las poblaciones mundiales en crecimiento con la revolución del esquisto de América del Norte en pleno apogeo, lo que impulsó a los Estados Unidos y precios de la gasolina.
De 2015 a 2020, los precios del petróleo y el gas limitaron efectivamente hasta la reciente reacción de los inversores contra el aumento de la producción en América del Norte. Ahora, los operadores parecen haber perdido el apetito por proyectos masivos en aguas profundas a medida que su atención y capital se desplazan hacia retornos más seguros de los yacimientos terrestres. Ahora, sin embargo, en medio de la relativa moderación de los operadores terrestres en los Estados Unidos y Canadá, vemos que esta tendencia está disminuyendo liderada por los desarrollos marinos en Brasil, Guyana y México.
Los efectos de esta recesión en la actividad de aguas profundas se sintieron en toda la cadena de suministro de petróleo y gas. Después de un ciclo de construcción masivo en buques de perforación en aguas profundas asociado con el crecimiento anterior en el gasto, la disminución que comenzó en 2015 condujo a 267 años de perforación de contratos cancelados y perforadores en alta mar que intentaban desesperadamente retrasar o cancelar pedidos de nueva construcción. Muchos estacionados en las Islas Canarias frente a la costa del noroeste de África, esperando que los operadores regresen a la exploración y desarrollo de campos de aguas profundas. La demanda de flotadores comenzó a mejorar en 2019 y alcanzó los 129 años de plataforma con contrato.
Sin embargo, las cancelaciones de contratos comenzaron nuevamente después del inicio de la pandemia de Covid-19 y la cantidad de años de contrato alcanzó un mínimo histórico de 106 el año pasado. La estrategia de contratación para los operadores cambió de contratos a largo plazo a contratos más cortos y bien fundamentados, lo que generó volúmenes contratados más bajos en general. Se espera que la actividad en el mercado flotante mejore en el futuro con una CAGR del 5,6 % durante los próximos cinco años.
En los mercados submarinos, un enfoque en inversiones de ciclo corto en los últimos años ha llevado a más conexiones submarinas y menos desarrollo de centros nuevos, desplazando el gasto del operador de equipos submarinos hacia submarinos, umbilicales, elevadores y líneas de flujo (SURF).
Los desarrollos en Brasil y Guyana, en particular, salvaron la cadena de suministro submarina de la devastación total en 2020 y 2021 cuando los operadores redujeron la actividad sancionadora (Figura 4). Brasil y Guyana representaron el 34 % de las adjudicaciones de árboles en 2020 y 2021 después de que el mercado se redujo en casi la mitad desde 2019 y 2020, con Guyana adjudicando la mayor cantidad de árboles en 2020 y Brasil representando más de la mitad de los contratos de 2021.
Dentro de América Latina, el gasto en aguas profundas está dominado por Brasil, Guyana y México, que juntos representan más del 90 % de las inversiones. Se proyecta que tanto el gasto de greenfield como brownfield crezca hasta 2025 y Brasil represente la mayoría de estos proyectos. La compañía petrolera nacional de México, Pemex, ha operado en las aguas poco profundas de la Bahía de Campeche durante décadas y solo recientemente salió de la plataforma junto con operadores internacionales luego de una reforma constitucional de 2013 destinada a atraer inversionistas extranjeros.
Si bien las enmiendas a la ley de hidrocarburos de México en 2021 que favorecen a Pemex han disuadido a algunos inversionistas extranjeros, existe un potencial significativo para un mayor desarrollo en aguas profundas. Apenas este mes, New Fortress Energy anunció una asociación con Pemex para desarrollar el campo de gas Lakach con un concepto de GNL flotante (FLNG), abriendo la puerta a más proyectos en los campos cercanos de Kunah y Piklis. El proyecto Trion de Woodside también avanza en México con una unidad de producción flotante (FPU) diseñada por McDermott capaz de procesar 100 mil barriles por día.
Los proyectos en México, Lakach y Trion podrían compensar la caída en producción en algunas regiones del mundo.
En los próximos años, el gasto de capital upstream (capex) en América Latina se desplazará hacia aguas cada vez más profundas y es probable que Brasil, Guyana y México lideren la carga de nuevos gastos, aseguró Rystad Energy.
Si bien las inversiones en tierra se han estabilizado en alrededor de 14 mil millones de dólares y el gasto en aguas poco profundas continúa disminuyendo, se proyecta que el gasto en aguas profundas crezca a una tasa de crecimiento anual compuesto (CAGR) del 15% de 2021 a 2025. Para 2025, estimamos que la inversión en aguas profundas en sísmica, la perforación y las instalaciones superarán los 25 mil millones de dólares, acercándose al máximo histórico de 28 mil millones de 2013 impulsado por los campos presalinos de Brasil.
Tres países liderarán el próximo crecimiento: Brasil mantendrá su posición dominante con Guyana creciendo gracias a los descubrimientos recientes y México ampliará la exploración desde las regiones de la plataforma heredada hasta aguas más profundas.
Los megaproyectos anticipados combinados en estos tres países ayudarán a impulsar la cadena de suministro de buques de perforación, buques flotantes de almacenamiento y descarga de producción (FPSO) y equipos submarinos luego de una disminución constante desde 2014 cuando la actividad alcanzó su punto máximo en el Golfo de México de Estados Unidos, África occidental y Australia.
En 2022, se proyecta que el gasto de capital en aguas profundas supere los 72 mil millones de dólares a nivel mundial. Esto representa un crecimiento sustancial desde el año pasado cuando el gasto tocó fondo en 58 mil millones de dólares, un nivel que no se veía desde 2006 y ni siquiera la mitad del máximo de 154 mil millones de dólares de 2014. En ese entonces, la inversión de ciclo largo se consideraba fundamental para satisfacer las necesidades energéticas de las poblaciones mundiales en crecimiento con la revolución del esquisto de América del Norte en pleno apogeo, lo que impulsó a los Estados Unidos y precios de la gasolina.
De 2015 a 2020, los precios del petróleo y el gas limitaron efectivamente hasta la reciente reacción de los inversores contra el aumento de la producción en América del Norte. Ahora, los operadores parecen haber perdido el apetito por proyectos masivos en aguas profundas a medida que su atención y capital se desplazan hacia retornos más seguros de los yacimientos terrestres. Ahora, sin embargo, en medio de la relativa moderación de los operadores terrestres en los Estados Unidos y Canadá, vemos que esta tendencia está disminuyendo liderada por los desarrollos marinos en Brasil, Guyana y México.
Los efectos de esta recesión en la actividad de aguas profundas se sintieron en toda la cadena de suministro de petróleo y gas. Después de un ciclo de construcción masivo en buques de perforación en aguas profundas asociado con el crecimiento anterior en el gasto, la disminución que comenzó en 2015 condujo a 267 años de perforación de contratos cancelados y perforadores en alta mar que intentaban desesperadamente retrasar o cancelar pedidos de nueva construcción. Muchos estacionados en las Islas Canarias frente a la costa del noroeste de África, esperando que los operadores regresen a la exploración y desarrollo de campos de aguas profundas. La demanda de flotadores comenzó a mejorar en 2019 y alcanzó los 129 años de plataforma con contrato.
Sin embargo, las cancelaciones de contratos comenzaron nuevamente después del inicio de la pandemia de Covid-19 y la cantidad de años de contrato alcanzó un mínimo histórico de 106 el año pasado. La estrategia de contratación para los operadores cambió de contratos a largo plazo a contratos más cortos y bien fundamentados, lo que generó volúmenes contratados más bajos en general. Se espera que la actividad en el mercado flotante mejore en el futuro con una CAGR del 5,6 % durante los próximos cinco años.
En los mercados submarinos, un enfoque en inversiones de ciclo corto en los últimos años ha llevado a más conexiones submarinas y menos desarrollo de centros nuevos, desplazando el gasto del operador de equipos submarinos hacia submarinos, umbilicales, elevadores y líneas de flujo (SURF).
Los desarrollos en Brasil y Guyana, en particular, salvaron la cadena de suministro submarina de la devastación total en 2020 y 2021 cuando los operadores redujeron la actividad sancionadora (Figura 4). Brasil y Guyana representaron el 34 % de las adjudicaciones de árboles en 2020 y 2021 después de que el mercado se redujo en casi la mitad desde 2019 y 2020, con Guyana adjudicando la mayor cantidad de árboles en 2020 y Brasil representando más de la mitad de los contratos de 2021.
Dentro de América Latina, el gasto en aguas profundas está dominado por Brasil, Guyana y México, que juntos representan más del 90 % de las inversiones. Se proyecta que tanto el gasto de greenfield como brownfield crezca hasta 2025 y Brasil represente la mayoría de estos proyectos. La compañía petrolera nacional de México, Pemex, ha operado en las aguas poco profundas de la Bahía de Campeche durante décadas y solo recientemente salió de la plataforma junto con operadores internacionales luego de una reforma constitucional de 2013 destinada a atraer inversionistas extranjeros.
Si bien las enmiendas a la ley de hidrocarburos de México en 2021 que favorecen a Pemex han disuadido a algunos inversionistas extranjeros, existe un potencial significativo para un mayor desarrollo en aguas profundas. Apenas este mes, New Fortress Energy anunció una asociación con Pemex para desarrollar el campo de gas Lakach con un concepto de GNL flotante (FLNG), abriendo la puerta a más proyectos en los campos cercanos de Kunah y Piklis. El proyecto Trion de Woodside también avanza en México con una unidad de producción flotante (FPU) diseñada por McDermott capaz de procesar 100 mil barriles por día.
