Las reservas probadas de petróleo y gas del grupo de grandes empresas denominado “Big Oil” están cayendo a un ritmo alarmante, ya que los volúmenes producidos no están siendo reemplazados por completo con nuevos descubrimientos. Un análisis de Rystad Energy muestra que Big Oil perdió el 15% de sus niveles de existencias en el suelo el año pasado, y las reservas restantes se agotarán en menos de 15 años, a menos que el grupo haga más descubrimientos comerciales y rápido.
La tarea se vuelve cada vez más desafiante a medida que las inversiones en exploración se reducen y las tasas de éxito se desploman. La disminución de las reservas probadas podría crear serios desafíos para que las grandes petroleras (ExxonMobil, BP, Shell, Chevron, Total y Eni) mantengan niveles de producción estables en los próximos años. Esto, a su vez, provocaría una disminución de los ingresos y una gran amenaza para la financiación de los planes de transición energética del grupo.
Las grandes petroleras vieron caer sus reservas probadas en 13 mil millones de barriles de petróleo equivalente (boe) en 2020, ya que las empresas asumieron grandes cargos por deterioro, y la exploración de este año tampoco ha tenido un gran comienzo. Los volúmenes descubiertos globales del primer trimestre de la industria totalizaron 1.200 millones de boe, el más bajo en siete años, ya que los prospectos de alto rango no pudieron entregar y los wildcats exitosos solo arrojaron hallazgos de tamaño modesto.
El colapso de la demanda y los precios del petróleo crudo debido a la pandemia de Covid-19 y un mayor enfoque en la disciplina de capital ha llevado a recortes de inversión que podrían agravar el desafío de muchos operadores importantes mientras se esfuerzan por aumentar sus reservas probadas. Incluso para las grandes empresas europeas, que se centran cada vez más en la transición energética, los modelos de negocio seguirán estando dominados por la venta de petróleo y gas.
“La capacidad de las grandes petroleras para generar ingresos futuros seguirá dependiendo del volumen de petróleo y gas que las empresas tengan a su disposición para vender. Si las reservas no son lo suficientemente altas para sostener los niveles de producción, las empresas tendrán dificultades para financiar costosos proyectos de transición energética, lo que provocará una desaceleración de sus planes de energía limpia ”, dijo Parul Chopra, vicepresidente de investigación upstream de Rystad Energy.
Las reservas probadas de ExxonMobil se redujeron en 7 mil millones de boe en 2020, o un 30%, desde los niveles de 2019. Esto se debió principalmente a las reducciones en las arenas petrolíferas canadienses y las propiedades de gas de esquisto de EE. UU. Las reservas probadas de líquidos de ExxonMobil en Canadá se revisaron de 4.800 millones de barriles de petróleo a menos de 900 millones de barriles, mientras que las reservas relacionadas con el betún para los proyectos de arenas petrolíferas de Kearl y Cold Lake se redujeron de 3.800 millones de barriles a menos de 100 millones de barriles. Además, las reservas líquidas relacionadas con algunos campos de esquisto de EE. UU. Se han reducido en mil millones de barriles.
Además, las reservas probadas de gas de ExxonMobil se redujeron el año pasado en 9 billones de pies cúbicos, principalmente en los EE. UU. Las revisiones se vincularon principalmente a los activos de gas que ExxonMobil compró a XTO en 2009.
Mientras tanto, Shell vio caer sus reservas probadas en un 20% a 9.000 millones de boe el año pasado. Las reservas líquidas representaron un tercio de las reducciones totales y se debieron principalmente a proyectos estadounidenses y sudamericanos, y a la falta de nuevos descubrimientos en otros lugares. Las reservas de gas representaron dos tercios de las reducciones, lideradas por una revisión de 600 millones de boe en proyectos australianos.
Chevron también sufrió pérdidas de reservas debido a deterioros, a pesar de la adición de alrededor de 2 mil millones de boe de reservas probadas a su inventario a través de la adquisición de Noble Energy. De manera similar, BP vio caer sus reservas probadas totales de 19 mil millones de boe en 2019 a 18 mil millones de boe en 2020, principalmente debido a la venta de activos existentes y la falta de nuevos descubrimientos importantes. Total y Eni, sin embargo, han podido evitar cualquier reducción de las reservas probadas durante la última década.
En medio de las reducciones de reservas probadas, debido a deterioros y falta de nuevos descubrimientos, las empresas están viendo un impacto negativo en su relación de reservas probadas a producción. Al evaluar el desarrollo de este índice para el período de 2015 a 2020, ExxonMobil, Chevron y Shell muestran la mayor disminución.
Para ExxonMobil, por ejemplo, la relación entre reservas probadas y producción no ha caído por debajo de los 13 años durante las últimas dos décadas, pero los 15.000 millones de boe de reservas declaradas en 2020 significan que sus volúmenes se agotarían en poco más de 11 años, en comparación. a la expectativa anterior de que estos duraran más de 16 años. Mientras tanto, la relación entre reservas y producción de Shell se redujo drásticamente a 7,4 años en 2020, el nivel más bajo entre todas las grandes empresas. La compañía ya informó que su producción de petróleo alcanzó su punto máximo en 2019 y espera una disminución anual en la producción de entre 1% y 2% hasta 2030.
Los nuevos volúmenes descubiertos, una medida del desempeño de exploración de una empresa, ilustra el enorme desafío que enfrentan las grandes petroleras para mantener su base de reservas y abastecer a los clientes existentes. Durante los últimos cinco años, las seis grandes empresas han reemplazado solo el 45% de su producción a través de reservas de nuevos descubrimientos. A ExxonMobil le fue mejor que a sus pares, agregando más del 70% de las reservas producidas gracias a 9 mil millones de boe de volúmenes descubiertos en el bloque costa afuera Stabroek en Guyana.
Total también disfrutó de un éxito de exploración significativo el año pasado en la cuenca Guyana-Surinam, mientras que Eni lo hizo bien gracias al éxito en África. Chevron y Shell, por otro lado, han tenido problemas para registrar nuevos volúmenes descubiertos. Chevron logró reemplazar solo el 15% de sus volúmenes producidos desde 2016 hasta 2020, mientras que Shell reemplazó el 27%.
