Por Magda Rodriguez, Gerente Región Américas, Petrodata RigPoint/MarineBase, S&P Global Commodity Insights
En 2022 e inicios de 2023, Latinoamérica ha sido sin duda alguna una de las regiones con mayor protagonismo en el escenario internacional en cuanto al desarrollo y crecimiento de la actividad E&P offshore (costa afuera). De hecho, para 2022 la producción offshore de Latinoamérica superó la de África, otra región que ha mostrado una creciente actividad.
El sostenido aumento de la producción de crudos, tanto ligeros y medianos, en Guyana y Brasil ha significado que la producción en Latinoamérica haya alcanzado aproximadamente 3.5 MMB/d para diciembre de 2022. Este crecimiento no solo ha posicionado a la región entre las más importantes del mundo, sino que se espera que fortalezca su protagonismo en el mercado mundial de crudo, especialmente de cara a los crecientes riesgos e incertidumbre geopolíticas en el último año.
En el último año, Brasil y Guyana han sido claves para suplir la demanda de mercados como China y Europa, tendencia que se espera se mantenga al menos en el corto plazo. De hecho, son estos dos mercados los que se han encargado de poner la región en el mapa mundial de grandes productores. En 2022, Brasil reportó un incremento de su producción presal de 150,000 barriles por día, lo que significó alcanzar un 75% del total de la producción, esto junto con sus importantes reservas lo convierten en una de las regiones offshore más relevantes del Mundo.
Guyana después de que comenzara la producción de crudo en diciembre de 2019, ha crecido a un ritmo acelerado. Con las mejoras realizadas en los proyectos Liza y un tercer proyecto que se espera que entre en funcionamiento a finales de año, se estima que la producción de crudo de Guyana alcance un promedio de 374.000 b/d.
El caso de México difiere de la dinámica general de la región; son ya 10 años desde que comenzó la reforma energética, la cual abrió la puerta a la inversión extranjera en el sector. Sin embargo, actualmente el país no solo está luchando por al menos mantener su producción de petróleo, sino también por generar crecimiento, que es uno de los principales objetivos del gobierno actual.
Para 2023, se espera que la producción y exploración de México se mantenga probablemente muy similar a la de 2022, ya que no hay expectativas de que nuevas rondas de licenciamiento puedan retornar en 2023 desde su congelamiento en 2019. Para los próximos años se estima que las compañías no solo sigan enfocándose principalmente en el desarrollo de las actividades en los bloques existentes, de hecho, se anticipa que su interés se incremente.
No obstante, el gobierno mexicano ha mostrado interés en evaluar las rondas de licitación culminadas para decidir si se restablecen nuevas rondas de licitación en dos a tres años. Respecto a la actividad de licenciamiento, actualmente México cuenta con cerca de 59 contratos de exploración y producción operados por compañías privadas. Durante 2022, nueve de estos comenzaron su proceso de renuncia el cual se terminará a mediados de 2023.
A pesar de que no hay planeadas rondas de licitación, la actividad de perforación exploratoria será importante para 2023 particularmente para aguas profundas. Un total de 19 NFW (new field wildcat) están planeados para 2023, operados por PC Carigali, Pemex, Shell y Wintershall DEA; seis de estos están considerados de alto impacto (High Impact Wells), pues tienen un potencial de recursos 2P por 4.2 Bboe. Cuatro están localizados en aguas profundas y son operados por empresas privadas.
Respecto al desarrollo de campos, para 2023 las tres principales actividades están representadas en Trion, Lakach y Zama. Trion está en proceso de desarrollo después de los exitosos resultados de Trino 3-DEL; la primera producción se espera para mediados de 2025. Para Lakach, Pemex se encuentra procediendo con el primer desarrollo de aguas profundas esperando que entre en funcionamiento entre 2023 y 2024. En cuanto a Zama, el proceso de unificación Pemex-Talos se concluyó y se espera se empiece la producción de crudo ligero durante el primer semestre de 2024.
Referente a la exploración geofísica, esta continua su tendencia de decrecimiento, la cual empezó en el 2019. Actualmente hay dos programas en desarrollo y ninguno planeado para el 2023.
Pemex ha tenido limitaciones. En 2019 se planeaba que 20 nuevos campos fuesen desarrollados cada año, entre onshore y offshore. Desde ese entonces, solo 16 se han desarrollado, todos en aguas someras, los cuales se han dado después de numerosos cambios de prioridades y revaluaciones. Los campos actualmente contribuyen con menos de 150 mil barriles diarios a la curva de producción, lo que es insuficiente para compensar la caída en la producción de los campos más importantes como Ku-Maloob-Zaap y el complejo Cantarell.
La limitada actividad observada en los últimos años pueden ser un ejemplo de lo que no está funcionando de manera óptima en el desarrollo de hidrocarburos en México y el porqué de la situación actual que enfrenta el sector. No solo ha habido pocos descubrimientos costa afuera, lo cual muestra que no se ha invertido lo suficiente en exploración, sino que hay un número insuficiente de proyectos empezando operación.
Para incrementar la producción y alcanzar la creciente demanda interna de energía, México necesitaría diversificar su portafolio upstream incrementando su inversión en no convencionales y en exploración de recursos de aguas profundas.
Esto deja a México por detrás de otros países de la región, que como ya se expuso, han sido y siguen siendo mucho más agresivos en permitir que tanto el sector público como privado invierta y desarrolle la industria.
