El colapso del petróleo golpea al Mar del Norte

LONDRES—Aunque el colapso del petróleo ha puesto la atención sobre los relativamente nuevos yacimientos de esquisto de Estados Unidos, que son en parte responsables del exceso de suministro a nivel mundial, los campos maduros y de altos costos como los del Mar del Norte son los que probablemente sufrirán más.

En una de las señales más fuertes de los problemas que aquejan a la principal región petrolífera del Reino Unido, BP PLC anunció la semana pasada el despido de unas 300 personas en su centro de Aberdeen, Escocia. Si los precios continúan por debajo de US$75 el barril, algunas de las reservas del Mar del Norte podrían ser demasiado caras para desarrollar.

BP afirmó que continúa comprometida con la región y que los recortes, de un total de cerca de 3.500 trabajadores en tierra, forman parte de un amplio programa de reducción de costos.

"Dados los bien documentados desafíos de operar en esta región que ha madurado y en condiciones de mercado más adversas, estamos tomando medidas específicas para asegurarnos de que nuestra empresa se mantenga competitiva y robusta", dijo en un comunicado Trevor Garlick, presidente de BP en el Mar del Norte.

Energéticas como Chevron Corp., BG Group PLC y Statoil AS están reevaluando planes de gasto de capital que podrían haber ayudado a prolongar la vida de esta zona petrolífera. El mes pasado, ConocoPhillips señaló que planeaba eliminar 230 puestos en el Reino Unido para marzo. Las pequeñas empresas que intentan extraer las últimas gotas de los yacimientos más maduros tienen dificultades para conseguir financiación.

Sin sus inversiones, hay un creciente riesgo de que algunos de los recursos económicamente recuperables que quedan en el Mar del Norte británico —que según las estimaciones de los expertos son de entre 15.000 millones y 16.500 millones de barriles de crudo y gas natural— terminen siendo activos obsoletos, o hidrocarburos que son simplemente demasiado costosos de desarrollar. Cerca de 42.000 millones de barriles han sido extraídos desde que comenzó la producción masiva allí en los años 70.

La región ha sido importante para las energéticas multinacionales, que la consideran un buen contrapeso a sus inversiones en países con mayores riesgos políticos o de seguridad, como los ubicados en África y Medio Oriente.

No obstante, incluso antes de la caída de los precios del crudo, los márgenes ya se estaban reduciendo debido al aumento de costos y los altos impuestos. Las tasas de retorno de los proyectos de hidrocarburos del Mar del Norte se ubican en alrededor de 15%, frente a entre 20% y 25% en otras cuencas marinas relativamente maduras en países políticamente estables, según un informe del Tesoro británico. La producción anual de crudo y gas del Mar del Norte ha disminuido cerca de 70% desde su máximo en 1999, a unos 1,4 millones de barriles al día.

Tasas impositivas altas y complicadas, y una inflación anual de 15% en las tarifas de las plataformas de perforación y otros equipos, han mantenido los costos altos en el Mar del Norte. Gran parte de la infraestructura, como los oleoductos y las plataformas, es anticuada y requiere frecuentes inversiones en mantenimiento y reparaciones.

Incluso cuando los precios del crudo superaban US$100 el barril, unos 1.500 millones de barriles de las reservas del Mar del Norte no eran rentables, según la consultora Wood Mackenzie. Un crudo Brent, la referencia mundial, en torno a US$50 podría amenazar la viabilidad de planes de desarrollo que representan otros 1.400 millones de barriles de producción.

"Este precio del petróleo es una noticia terrible para el Mar del Norte", afirma Craig McCallum, quien solía trabajar en Venture Production, una compañía que desarrollaba yacimientos difíciles en esa región. "No hay muchos proyectos petrolíferos que van a ser viables a US$50 el barril".

Un proyecto que espera una decisión es el de Rosebank, de US$10.000 millones y que es encabezado por Chevron. Uno de los mayores nuevos proyectos del Reino Unido, podría generar hasta 240 millones de barriles equivalentes de petróleo. En 2013, Chevron aplazó su decisión final de inversión en Rosebank debido al alza de los costos y aún no ha completado los planes. Ubicado a unos 130 kilómetros al noroeste de las islas Shetland, al norte de Gran Bretaña, debajo de aguas agitadas a unos 1.100 metros de profundidad, Rosebank es considerado uno de los entornos más complicados en los que operan las petroleras en todo el mundo.

Bertrand Hodee, director de investigación de petróleo y gas en Raymond James, estima que incluso con un precio de US$100 por barril Chevron obtendría allí un retorno de apenas 8%. "Nuestra opinión es que va a estar en la pizarra por un tiempo", dice.

La petrolera estadounidense, que no desglosa los precios de equilibrio de sus proyectos, indicó que ha identificado cambios en el desarrollo de Rosebank para reducir los costos y que ahora realiza obras de ingeniería adicionales.

"Tomamos una postura de precios a largo plazo porque nuestras inversiones duran décadas", afirmó la empresa en un comunicado.

Chevron no es la única que ha pospuesto inversiones en el Mar del Norte. BG —un grupo que se originó en el antiguo monopolio estatal British Gas— informó en octubre que aplazará la aprobación de su proyecto de gas Jackdaw por dos años hasta 2017 conforme modifica sus planes para tratar de usar infraestructura existente en lugar de construir tres plataformas.

La energética británica había planeado incorporar otros pequeños hallazgos a Jackdaw, pero ahora parece poco probable, lo que dejaría entre 100 millones y 150 millones de barriles como activos obsoletos, dice Matt Taylor, director de asuntos públicos y gubernamentales de BG.

Otras iniciativas que esperan decisiones finales y podrían estar en riesgo ante la caída del petróleo incluyen el proyecto de crudo pesado Bressay de la noruega Statoil, West Wick, de Iona Energy Inc., y Cambo, de OMV AG, según los analistas.

Una vocera de Iona Energy dijo que West Wick no es un proyecto central para la empresa. Un portavoz de Statoil aseveró que la licencia de Bressay fue prolongada hasta fines de 2016 y que la empresa trabaja en el proyecto. OMV no quiso realizar comentarios sobre proyectos específicos.

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