03 escenarios de recuperación del suministro ante el impacto del COVID-19 en el año 2020
Por: PhD Erick Pérez / erickjpr@engineer.com / @erickjpr
La Organización Mundial de la Salud (OMS), declaró al coronavirus como la pandemia COVID-19 y las medidas adoptadas, durante los 5 primeros meses del año 2020, de confinamiento y distanciamiento social por parte de los países para detener la propagación del virus, ha tenido impactos inéditos en los diferentes sectores económicos, principalmente en la paralización del transporte, comercio, turismo, industrias, entre otros, que inciden en la inestabilidad de la economía y por consiguiente en el mercado petrolero internacional que suministra la energía y materia prima que demanda el mundo para su desarrollo.
1 1.Comportamiento Económico Mundial al 2020
Previo al COVID-19, en los últimos 5 años la economía mundial ha mantenido la tendencia de crecimiento económico evidenciada a lo largo del siglo XXI, con tasas de crecimiento en el orden de 2,8% del Producto Interno Bruto (PIB) apalancado principalmente por el grupo de economías emergentes y en desarrollo a una tasa promedio de 4,1% (Banco Mundial, 2020). En este sentido, el eje oriental Asía-Pacifico ha experimentado crecimiento en 6,3% destacando China e India con 6,6% y 6,8%, respectivamente, siendo los países con mayores crecimientos a nivel internacional que se interrelacionan con las economías avanzadas representadas por los Estados Unidos de Norteamérica (EEUU), Unión Europea y Japón, pronosticando en noviembre 2019 un crecimiento global del 2,5% para el año 2020.
Comportamiento del PIB Mundial 2015-2020
Fuente: Adaptación propia a partir de datos del Banco Mundial (2020)[1]
El pronóstico de crecimiento económico para el año 2020, realizado en el IV Trimestre del año 2019 (Pre COVID-2019) por varias organizaciones como Deutshe Bank, Goldman Sachs, JP Morgan y Nomura coincidían con el Banco Mundial en estimar crecimientos superiores entre 2,5% y 3,0% del PIB, con China e India liderando el crecimiento. Posterior a la declaración de la pandemia por parte de la OMS, en enero 2020, las mismas organizaciones coinciden en una contracción económica entre el 3,0% y 5,0% para el cierre del año 2020, afectado principalmente por el Trimestre 2020-II que ha incidido en un merma de la actividad en el orden del 10%, con mayor impacto en EEUU y Europa, mientras que en China el impacto ha sido menor por la medidas sanitarias adoptadas en 2019. En el mes de mayo del año 2020, el Deutshe Bank presentó el impacto del COVID-19 debido a la paralización de actividades, en función de valores máximos promedio del PIB, atendiendo a las particularidades de cada país y las medidas de confinamiento y sanitarias adoptadas.
Impacto en el sector económico mundial por COVID-19
Fuente: Adaptación a propia partir de datos del Deutshe Bank(2020)[2]
El potencial impacto de la paralización estimada por el COVID-19 en los 13 sectores de la economía descritos, representan estructuralmente el 71% de PIB a nivel internacional y su retorno a la normalidad es fundamental para estabilizar la economía en el año 2020 y por consiguiente la recuperación de la demanda de energía y materias primas provenientes de los hidrocarburos que representan el 84% de la matriz energética mundial (AIE,2020).
En este sentido, el Boston Consulting Group (2020), clasificó los sectores económicos de acuerdo al impacto del COVID-19, considerando la potencial paralización del consumo y riesgo financiero de inversión para final de trimestre 2020-I, en:
I. Sectores saludables: Alimentos, Farmacia y Telecomunicaciones representan sectores esenciales.
II. Sectores presionados: Salud, Transporte, Tecnología y Equipos médicos representan sectores intermedios conexos.
III. Sectores vulnerables: Automotriz, Inmobiliarios, Energía, Seguros, Turismo y Finanzas representan sectores en promedio más golpeados por la pandemia.
Atendiendo a lo descrito, las lecciones aprendidas desde la óptica económica de las pandemias pasadas como: la influenza entre 1918 y 1919 (Gripe Española); el SARS en 2003; el H5N1 entre 2003 y 2019; el Ebola 2014 y 2016; en las regiones geográficas donde se manifestaron las mismas están directamente relacionadas con el debilitamiento de la fuerza de trabajo (Por las fatalidades y desempleo) y la reducción de la demanda de productos y servicios (Por el confinamiento y caída del consumo), destacando que el tiempo de duración para el control de las mismas fue directamente proporcional a la recuperación de la actividad económica (BIS, 2020).
La perspectiva para el año 2020 de la OMS de aprender a convivir con el COVID-19 y dependiendo de las particularidades de cada país, en lograr aplanar la curva de contagios, se evaluará la relación costo-beneficio de regresar a la normalidad, mientras la ciencias médicas logren disponer de las vacunas de prevención y antivirales, así como potenciar las drogas y disposición de camas con ventiladores para el tratamiento de las personas contagiadas, permitirá ir generando un ambiente progresivo de control local que incidirá en la estabilidad económica de cada región y por consiguiente mundial.
2. Comportamiento del mercado petrolero internacional al 2020
El comportamiento actual del mercado petrolero internacional conlleva a comprender el balance energético teniendo como hito la aparición del COVID-19. En este sentido, el balance de reservas remantes, producción de petróleo, capacidad de refinación, consumo y precios son elementos claves para la comprensión de la situación actual. En este sentido, entre los años 2018 y 2019, previo a la declaración por parte de la OMS del COVID-19 como pandemia las cifras a nivel mundial publicadas por BP (2019) eran: Reservas remanentes de petróleo 1.729,8 Millones Barriles (MMBLS); la producción en 94,7 Millones de Barriles Diarios (MMBD); el consumo 99,8 MMBD; una Capacidad de refinación de refinación de 100,1 MMBD y de procesamiento de 82,9 MMBD; con precios promedio de crudo en el mercado spot de sobre los 60 USD por barril.
Reservas, producción y consumo mundial de petróleo previo al COVID-19
Fuente: Elaboración propia a partir de datos del BP (2019)
Es importante señalar que el balance entre la demanda y consumo de petróleo, no se satisface regionalmente, requiriendo un balance intrarregional para satisfacer el consumo entre las regiones con exceso de producción versus insuficiente producción, identificándose 02 bloques que estructuralmente se mantienen y en el año 2020 se ajustan en proporción las magnitudes debido al COVID-19.
I. Bloque Importador:
a. Asia Pacifico con reservas en el orden de 47,6 Mil Millones de Barriles y un consumo de 35,9 Millones de Barriles tiene una autonomía regional menor a 4 años, representando un déficit diario en el orden de 28,2 Millones de Barriles Diarios que son suministrados desde la cuenca del golfo pérsico, África, Rusia y América del sur.
b. Unión Europea con reservas en el orden de 14,3 Mil Millones de Barriles y un consumo de 15,3 Millones de Barriles tiene una autonomía regional menor a 3 años, representando un déficit diario en el orden de 11,8 Millones de Barriles Diarios que son suministrados desde la cuenca del golfo pérsico, África y Rusia.
c. Norteamérica con reservas en el orden de 236,7 Mil Millones de Barriles (71% Arenas Bituminosas de Canadá) y un consumo de 24,7 Millones de Barriles tiene una autonomía regional menor a 25 años, representando un déficit diario en el orden de 2,1 Millones de Barriles Diarios que son suministrados desde la cuenca del golfo pérsico y Suramérica. Es importante mencionar EEUU representa un importador neto de petróleo.
II. Bloque Exportador:
a. Medio Este con reservas en el orden de 836,1 Mil Millones de Barriles y un consumo de 9,1 Millones de Barriles tiene una autonomía regional mayor a 250 años, representando un Superávit diario en el orden de 22,6 Millones de Barriles Diarios que son exportados hacia Norteamérica, Asía y Europa. El balance de exportación es generado por 06 países pertenecientes a la OPEP, destacando Arabia Saudita país con la más alta tasa Reservas y Producción, en donde el factor cultural, religioso y político son factores permanentes de tensiones y confrontaciones por el control y acceso a los recursos por parte de los consumidores y empresas transnacionales conllevando a la inestabilidad de la zona.
b. Países Ex soviéticos con reservas en el orden de 144,7 Mil Millones de Barriles y un consumo de 4,1 Millones de Barriles tiene una autonomía regional mayor a 90 años, representando un Superávit diario en el orden de 10,0 Millones de Barriles Diarios que son exportados hacia Europa y Asia. Este balance de exportación es generado por Rusia con un excedente de 8,0 Millones de Barriles Diarios que son exportados hacia Europa y China.
c. Países Noreste de África con reservas en el orden de 125,3 Mil Millones de Barriles y un consumo de 4,0 Millones de Barriles tiene una autonomía regional mayor a 85 años, representando un Superávit diario en el orden de 4,1 Millones de Barriles Diarios que son exportados hacia Europa, Norteamérica y Asia. El balance de exportación es generado por 06 países OPEP: Argelia, Libia, Angola, Nigeria, Guinea Ecuatorial y Gabón.
d. Caribe y América del sur con reservas en el orden de 325,1 Mil Millones de Barriles y un consumo de 6,5 Millones de Barriles tiene una autonomía regional mayor a 130 años, representando un Superávit diario en el orden de 0,3 Millones de Barriles Diarios que son exportados hacia Asia y Norteamérica. El peso regional es generado por Venezuela que posee las reserva de petróleo más grande del planeta, sin embargo, el potencial de producción ha mermado significativamente en la extracción del volumen de reservas que yacen en el subsuelo, destacando las áreas tradicionales de Occidente y Oriente con 38 Mil Millones de Barriles la Faja Petrolífera del Orinoco con 265 Mil Millones de Barriles de crudo extra-pesado, convirtiéndose en un interés explicito por el control y acceso del recurso escaso no renovable.
Balance entre producción y refinación previo al COVID-19
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BP (2019)
En el año 2020 el contexto estructural de la industria petrolera Upstream y Downstream se mantiene, destacando la fortaleza en el negocio de refinación por parte del eje Asía-Pacifico, sin embargo, con la aparición del COVID-19 que ha incidido en la paralización de la actividad económica mundial, también ha impactado la caída abrupta del consumo de petróleo, puntualmente en casi 30%, colapsando la capacidad de almacenaje y por consiguiente los precios referenciales del petróleo, destacando el 20/04/2020 la caída sin precedentes del crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) en territorio de los Estados Unidos de Norteamérica (EEUU), que conllevó en los mercados financieros de la bolsa de Nueva York Mercantil Exchange (NYMEX), al cerrar en una cotización negativa de los contratos a futuro de -37,63 USD por Barril.
A partir de enero 2020, con la declaración del COVID-19 como pandemia por parte de la OMS, el comportamiento del mercado petrolero expresado en términos de consumo ha sufrido una contracción en el orden del 30% para abril de 2020, aunado al desacuerdo en el seno de la OPEP+, entre Rusia y Arabia Saudita que originó a una guerra precios que llevó el barril de petróleo desde 55,0 USD en febrero 2020 hasta los 33,0 USD en Marzo 2020, representando un pérdida de valor mayor al 40%, conllevando en el mes de abril 2020 a la suscripción de la “Declaración de Cooperación” de recortar 9,7 MMBD a partir del mes de mayo 2020 e incluso tomar acciones adicionales que conlleven a la “unión de los países productores” para resguardar los intereses (OPEP, 2020).
Acuerdo de recorte OPEP++ 2020-2021 (MMBD)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OPEP (2020)
La adopción de medidas de confinamiento redujeron abruptamente el consumo y los precios a pesar de los anuncios realizados por la OPEP++, colapsaron en promedio por debajo de los 20 USD para el mercado físico y por debajo de 0 USD para el WTI en los mercados financieros de EEUU, que generó molestia general a los tenedores de contratos a futuro y productores poseedores del petróleo físico que perdieron montos millonarios, solicitando a la Commodity Futures Trading Comission (CFTC), organización que regula los mercados financieros en EEUU, iniciar una investigación a la Chicago Mercantil Exchange (CME) responsables de emitir las cotizaciones del WTI, por mezclar indicadores el mercado físico con el mercado financiero y la empresa Continental Resources manifestó una sospechosa manipulación del mercado o fallas en el modelo computacional (Bloomberg, 2020).
La actividad de taladros de perforación activos, rotando la mecha, para la producción de crudo, entre los meses de febrero y mayo 2020, se ha reducido en el orden del 33%, impulsado por la caída de 62% en Norteamérica asociada a la producción de Esquisto. La situación descrita tiene un efecto dominó en todas las empresas de servicios petroleros que suministran taladros, servicios especializados y servicios conexos en el negocio Upstream representando un impacto superior al 50% en las inversiones (CAPEX).
Taladros de perforación activos en producción de crudo (No)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de Baker (2020)
La caída del consumo y los precios ha impactado fuertemente a los productores de crudo de Esquisto de Texas, Oklahoma y Dakota del Norte, así como la paralización de proyectos pocos rentables en las arenas bituminosas de Canadá (Alberta), el área Costa Afuera de Brasil (Presal) y África, así como las áreas convencionales del Golfo Pérsico, Rusia y América del Sur, situación que ha incidido en forma general en la paralización de los taladros utilizados para la construcción de pozos (perforación) responsables de la incorporación de nuevos barriles a la corriente de producción, representando un elemento esencial para compensar la declinación energética de los yacimientos y evitar la caída de la producción.
El comportamiento de la oferta y la demanda, en el trimestre 2020-I generó excedente de crudo y para el trimestre 2020-II la caída del consumo en abril colapsó la capacidad de almacenaje en los EEUU, específicamente en Cushing, Oklahoma, demandando capacidad de almacenaje flotante y reducción de los días promedio de almacenaje a nivel internacional en menos de 20 días, se estima un excedente del 8% en el suministro, pero al mismo tiempo el pronóstico para cierre 2020, se ubica por encima del trimestre 2020-I en 3,3%, mientras que el porcentaje de utilización de los complejos refinadores estuvieron en el orden del 79% en el trimestre 2020-I, ligeramente inferior al promedio histórico del 83% para los años 2018-2019.
Comportamiento Demanda versus Oferta 2020 (MMBD)
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de OPEP y AIE (2020)
3. Escenarios de recuperación del Suministro en el Mercado Petrolero Internacional 2020
Las premisas consideradas para la generación de los escenarios de recuperación del mercado petrolero, responde a acciones agregadas de forma macro asociadas a las principales economías: EEUU, Europa, Japón, China, India, Rusia, entre otros países que estimulan la demanda general de bienes y servicios a nivel global. En este orden de ideas, para BCG (2020), Rystad Energy (2020), B&C (2020), AIE (2020) y OPEP (2020), la tendencia de sus análisis es tener certeza sobre:
a) El control sanitario de la pandemia por parte de los gobiernos.
b) La reapertura progresiva de la actividad económica.
c) El tiempo de remediación de la demanda de petróleo caracterizado en 03 fases: Declinación hasta que se alcanza el nivel mínimo de demanda; Recuperación hasta que se alcanza el nivel de la demanda Pre Covid-19, Estabilización mantenimiento en los niveles iguales o superiores a la demanda Pre Covid-19.
Atendiendo a lo descrito, se presentan 03 escenarios de recuperación del mercado petrolero internacional para el año 2020, en base 100 de la demanda de petróleo:
I. Escenario de recuperación rápida de la demanda de petróleo (Forma V) con una duración estimada de 90 días, partiendo que ya se alcanzó el mínimo de la demanda vinculado a la fase de declinación en el mes de abril 2020 y actualmente se está en la fase de recuperación que alcanzará el nivel de la demanda Pre Covid-19 en el mes de Agosto 2020 para pasar a la fase de estabilización.
II. Escenario de recuperación moderada de la demanda de petróleo (Forma L) con una duración estimada de 240 días, partiendo que ya se alcanzó el mínimo de la demanda vinculado a la fase de declinación en el mes de abril 2020 y actualmente se está en la fase de recuperación que alcanzará el nivel de la demanda Pre Covid-19 en el mes de Diciembre 2020 para pasar a la fase de estabilización.
III. Escenario de recuperación moderada de la demanda de petróleo (Forma U) con una duración estimada de 300 días, actualmente no se ha alcanzado el mínimo de la demanda vinculado a la fase de declinación y se estima alcanzar en el mes de Julio 2020, posteriormente la fase de recuperación que alcanzará el nivel de la demanda Pre Covid-19 será en el mes de Marzo 2021 para pasar a la fase de estabilización.
Escenario de recuperación rápida de la demanda de Petróleo (V)
Fuente: Elaboración propia a partir de B&C(2020)
EL escenario de recuperación rápida de la demanda de petróleo, se caracteriza en:
a) La curva de contagios se aplana en los EEUU, India y China que logran efectivamente controlar el virus y recuperan la demanda de petróleo al inicio del trimestre 2020-III, mientras que las economías fuertes de Europa caso Alemania, Francia, Italia y España logran detener el virus y recuperarse más lentamente. La demanda se ubica en el orden de 95 – 100 MMBD a finales del 2020.
b) El impacto sobre la demanda de petróleo se estima entre 15 - 20%, con una magnitud de 10,0MMBD sobre la base Pre COVID-19, se logra estabilizar el nivel de en el trimestre 2020-IV, a excepción de la industria aeronáutica. La contracción del PIB Global se estima entre 2 – 4%.
c) El precio del barril de petróleo fluctuará en el rango de 35 – 45 USD/ Barril en el mediano plazo (2020-IV) y tenderá a estabilizare en el rango de 55 – 65 USD/ Barril para el año 2021.
d) Se mantiene la política acordada de recorte en la OPEP++ que representará en proporción el mayor corte de producción y se siente el impacto moderado de la declinación en la producción de Esquisto en los EEUU y áreas no convencionales de crudo pesado y aguas ultra profundas.
e) Los taladros de perforación se reactivan progresivamente en el siguiente orden: crudos convencionales, esquistos, crudos extra pesados, costa afuera y aguas ultra profundas, mientras que la capacidad de almacenamiento retorna a niveles de manejar inventarios y no es necesario cerrar producción adicional.
Escenario de recuperación moderada de la demanda de petróleo (L)
Fuente: Elaboración propia a partir de B&C (2020)
El escenario de recuperación moderada de la demanda de petróleo, se caracteriza en:
a) La curva de contagios es controlada por China, mientras que EEUU y Europa requieren mayor tiempo de confinamiento para controlar el virus y se recupera la demanda a comienzos del 2021 ubicándose en el orden de 90 – 95 MMBD.
b) El impacto sobre la demanda de petróleo se estima entre 20 - 25%, con una magnitud de 15,0 MMBD sobre la base Pre COVID-19, se logra estabilizar el nivel de en el trimestre 2021-I, con impacto moderado en el sector turismo, transporte e industrias secundarias. La contracción del PIB Global se estima entre 4 – 6%.
c) El precio del barril de petróleo fluctuará en el rango de 30 – 40 USD/ Barril en el periodo de recuperación hasta primer trimestre 2021-I y posteriormente se ubicará entre 50 - 55 USD / Barril.
d) El acuerdo de recorte en OPEP++ es insuficiente, requiriendo incrementar recortes y cierre de pozos; se siente un fuerte impacto en la declinación en la producción de Esquisto en los EEUU, arenas bituminosas de Canadá y paralización de la actividad Costa Afuera.
e) Los taladros de perforación tenderán a inactivarse, permaneciendo sólo la perforación de pozos verticales de crudo convencional con altos caudales.
f) La capacidad de almacenamiento estará a su máxima capacidad con holgura menor a 02 meses de almacenamiento; es necesario cerrar producción e incrementar la capacidad almacenaje flotante.
Escenario de recuperación lenta de la demanda de petróleo (U)
Fuente: Elaboración propia a partir de B&C(2020)
El escenario de recuperación lenta de la demanda de petróleo, se caracteriza en:
a) La curva de contagios reemerge en China, mientras se dificultad el control del virus en EEUU y Europa, se logra progresivamente levantar el confinamiento en algunas regiones, estimando la recuperación de la demanda en el trimestre 2021-II y III, ubicándose en el orden de 85 – 90 MMBD.
b) El impacto sobre la demanda de petróleo se estima superior al 25%, con una magnitud superior a 20,0 MMBD sobre la base Pre COVID-19, se logra estabilizar el nivel de en el trimestre 2021-III y IV, con impacto severo en el sector turismo, transporte, industrias energéticas, petrolera, comercio de bienes y servicios. La contracción del PIB Global se estima superior al 6%.
c) El precio del barril de petróleo fluctuará en el rango de 25 – 35 USD/ Barril en el periodo de recuperación hasta primer trimestre 2021-I y posteriormente se ubicará sobre el rango de 35 – 45 USD/ Barril.
d) La OPEP++ acordará nuevos recortes severos, los países productores fuera del paralizarán progresivamente de la construcción de pozos, generándose un impacto severo en la producción no convencional de crudo (Esquisto, Extra pesado y Aguas Ultra profundas) incidiendo en la merma de la actividad de servicios petroleros.
e)
La capacidad de almacenamiento colapsará,
teniendo holgura inferior a un mes, y se requerirá inversión en construcción de
almacenamiento flotante (VLCC).
4. Recuperación en el suministro de petróleo 2020
La recuperación en el suministro de petróleo por parte de los países productores al mercado petrolero internacional, tendrá una capacidad de respuesta atendiendo a las particularidades técnicas del negocio Upstream (E&P) en la industria petrolera de cada país, que después de la industria petroquímica representa el eslabón más rentable para la recuperación. En este sentido, se presentan 05 análisis de casos partiendo del contexto contemporáneo que permiten comprender el posicionamiento de cada país para recuperar los niveles de producción de petróleo, en los 03 escenarios descritos, ante el quiebre temporal que ha representado el COVID-19 en el año 2020.
I. Estados Unidos de Norteamérica (EEUU)
La industria petrolera en los EEUU, en el negocio de E&P, logró un importante posicionamiento en el suministro de petróleo, pasando de 7,5 MMBD en el año 2010 hasta 15,3 MMBD en el año 2018, que representó un incremento de 7% del total de la demanda mundial de petróleo, apalancada por la campaña intensiva de perforación de pozos horizontales para la extracción de crudo de Esquisto, principalmente en las cuencas de Eagle Ford, Permian y Bakken, en los estados de Texas, Oklahoma y Dakota del Norte, que permitieron incorporar reservas remanentes de petróleo en el orden de los 30 Mil Millones de Barriles para un total de 61,2 Mil Millones de Barriles en territorio de EEUU. (BP, 2019).
Los planes de explotación para la producción de Esquisto, debido a las característica de los yacimiento de baja porosidad y permeabilidad, aunado a las altas tasa de declinación iniciales superiores al 50%, demandan grandes inversiones (CAPEX) en la construcción de pozos debido a los costos de los servicios especializados y conexos de perforación direccional, fluidos, fracturamiento hidráulico, completaciones mecánicas, entre otros, que ayudan a mantener los niveles de producción, incorporando nuevos barriles que permiten compensar la agresiva declinación en los yacimientos de Esquisto. En este sentido, la incorporación de taladros estuvo en promedio sobre los 800 equipos que trabajaron mensualmente más de 1000 pozos por parte de los productores independientes y las Big Oil (Baker, 2020), destacando que los costos de operación (OPEX) estuvieron en promedio sobre los 45 USD por Barril, generando en la mayoría de los productores independientes de EEUU flujos de caja negativos debido al precio del WTI que promedió, los 50 USD, en los últimos 3 años (Rystad Energy, 2020).
Los flujos de caja negativos se deben esencialmente a las consideraciones económicas de estabilidad incremental del mercado petrolero, de precios sobre los 70 USD con demanda creciente (WSJ, 2017) y la expectativa de crecimiento de la producción de EEUU para autosatisfacer la producción de los años futuros, que fundamentó el levantamiento de las restricciones de exportación de crudo norteamericano previstas en la política de independencia energética vigente desde el año 1975, por parte la administración del entonces presidente Barak Obama en el año 2016, generó un contexto de fortaleza económica para los más de 2.000 productores independientes de los EEUU que lograron acceder a financiamientos para apalancar una industria inmadura[3] de Esquisto, que no ha logrado generar flujos de caja positivos para honrar las inversiones realizadas y generar dividendos a los impacientes financistas (IEEFA, 2018), situación que sigue vigente en el año 2020.
En el contexto económico de rangos de precios entre los 50-60 USD por Barril, después de cantidad significativa de bancarrotas y quiebras declaradas por los productores independientes entre los años 2015-2017, las instituciones que otorgan financiamientos a la producción de Esquisto, aceptaron las exposiciones de motivos realizadas por los productores independiente sobre los riesgo de exposición de los inversionistas y la necesidad del proceso de maduración de la industria que requiere la optimización de costos (CAPEX y OPEX), mediante la implementación de tecnologías que permitan: la reducción de los tiempos de construcción de pozos (Taladros y Servicios Especializados); la inteligencia artificial en el manejo de volúmenes de información para modelar la optimización en el diseño de nuevos pozos y su mantenibilidad (Big Data); la mejora de los tiempos de repuesta de la cadena de servicios conexos y logísticos; así como la consolidación del recurso humano que maneje la transición hacia la maduración de la industria de Esquisto con la retención e incorporación de trabajadores que tengan formación y experiencia, permitiendo reducir costos asociados a las curvas de aprendizaje en las mejores prácticas operacionales y dirección estratégica (IAEE, 2019).
El avance en la optimización de costos y mejoras tecnológicas, ha estado centrado en algo más de 10 empresas como: ExxonMobil, Chevron, Shell, BP y Total por las Big Oil, y ConocoPhillips, Continental Resources, Pionner Resources, Anadarko, Apache y Exco por los grandes productores. En el periodo 2019-2020, el 70% de la producción de crudo en los EEUU proviene de los yacimientos de Esquistos, mientras que del total de empresas que extraen crudo en territorio estadounidense el 7% son responsables del 80% de la producción y 93% son productores independientes que individualmente no superan los 20 MBD en promedio.
Producción de petróleo por tipo de empresa en EEUU
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de IHS Markit (2019)
En el año 2020 la guerra de precios iniciada entre Rusia y Arabia Saudita, aunado al efecto del COVID-19 sobre la caída del consumo que por consiguiente impactó la demanda mundial de petróleo y disminución de los precios referencia, incidió directamente en la producción de crudo de Esquisto (70% del total) y en los pequeños productores que manejan cerca de 4,0 MMBD de petróleo y no tiene financiamiento, conllevando al cierre voluntario de producción por el exceso de suministro, por baja rentabilidad y acciones de paralización de taladros para la perforación de nuevos pozos. La situación descrita no permitirá compensar la declinación debido a las limitaciones al acceso de los recursos financieros por el alto riesgo crediticio en los portafolios de inversión que vinculan directamente la estabilidad de la demanda y precios acordes con el tiempo que permita para controlar el COVID-19 en los EEUU para recuperar la economía.
Escenarios de recuperación de la producción de petróleo en los EEUU
Fuente: Elaboración propia (2020)
La resistencia de las empresas productoras de petróleo en los EEUU, a realizar recortes de producción en el año 2020, permitió incrementar 1% del suministro de petróleo en relación a la demanda mundial, pasando de 12,6% a 13,6%, sin embargo, está actitud conllevó a un exceso de la oferta en territorio norteamericano que impacto negativamente el marcador WTI y posteriormente profundizó la crisis en la producción petrolera. En este sentido, los escenarios planteados son los siguientes:
I. Escenario de recuperación rápida, con una demanda global de 97,5 MMBD, la producción de los EEUU se perderá al menos 1,2% del suministro global Pre COVID-19, asociado directamente a los pequeños productores que no poseen el musculo financiero para mantener la actividad de taladros y construcción de pozos para crudo de Esquisto
II. Escenario de recuperación moderada, con una demanda global de 92,5 MMBD, la producción de los EEUU se perderá al menos 2,0 % del suministro global Pre COVID-19, asociado directamente a los pequeños y medianos productores de crudo de Esquisto, con situación similar al escenario I.
III Escenario de recuperación lenta, con una demanda global de 87,5 MMBD, la producción de los EEUU se perderá al menos 3,2% del suministro global Pre COVID-19, se logran mantener las Big Oil y los grandes productores independientes, así como los proyectos de crudo convencional en el golfo de México, Texas, California, Pensilvania, así como los pozos de mayor caudal de crudo de Esquisto. La declinación será severa por la pérdida de taladros activos.
II. Arabia Saudita
La industria petrolera de Arabia Saudita, representa la fortaleza de los países del golfo y de la OPEP, en los niveles de producción petrolera que ha posicionado durante todo el siglo XXI 10,0 MMBD estables de crudo liviano representando un 12% de la demanda mundial de petróleo. Al mismo tiempo, concentra el 17% de las reservas totales remantes de petróleo y cerca del 25% de las reservas de crudo convencional, destacando que toda la actividad petrolera es manejada por la empresa estatal Saudí Aramco (BP, 2019).
Las características de los yacimientos en Arabia Saudita, ofrece ventajas comparativas y competitivas únicas para la explotación de crudo, destacando la calidad del crudo (Liviano) y la concentración de la actividad en yacimientos poco profundos en tierra y bajo calado en Costa Afuera, como los campos Ghawar, Manifa, Safaniya; Khurais, entre otros, que por su características los costos de generación de potencial (CAPEX) son muy bajos en relación a otras regiones y los costos de producción (OPEX) no superan los 2 dígitos. En este sentido, las empresas transnacionales de producción y servicios petroleros, tienen presencia permanente en el negocio Upstream manteniendo e incrementando constantemente capacidades de producción.
En el año 2020, en plena pandemia del COVID-19 la producción petrolera de Arabia Saudita estuvo en el orden de 9,8 MMBD incrementándose hasta los 10,8 MMBD, en una guerra de precios declarada contra Rusia para hacerse de mayor parte del mercado petrolero internacional. En el mes abril de 2020, en el marco de la reunión extraordinaria de la OPEP++, se logró un armisticio con Rusia en la guerra de precios y se acordó ubicar la nueva producción de Arabia Saudita en 8,5 MMBD a partir de finales del trimestre 2020-II. En este sentido, representa un elemento clave la capacidad de maniobrar operacionalmente, que desde la OPEP ha demostrado Arabia Saudita, para recortar y/o abrir producción debido a las características de sus áreas, logrando mantener activos la cantidad de taladros de perforación en tierra y costa afuera. Las limitaciones para Aramco se centran en la conflictividad histórica presente en el área del golfo pérsico, así como los embudos representados por el tránsito a través del estrecho de Ormuz, canal de Suez y Bab el Mandab por donde circula la totalidad de sus exportaciones petroleras.
Escenarios de recuperación de la producción de petróleo en Arabia Saudita
Fuente: Elaboración propia (2020)
En el caso de Arabia Saudita si bien, tiene holgura en el manejo operacional y en los costos de producción, la presión del Estado árabe en Riyadh se centra en lograr balancear sus cuentas y cubrir el déficit fiscal. Con una producción promedio en 10,0 MMBD se estima un precio de compensación superior a los 70 USD por Barril o en contraparte incrementar los volúmenes de producción con destino a los EEUU, Europa y Asia, acciones que puede tomar en cualquier momento de ser necesarias.
I. Escenario de recuperación rápida, con una demanda global de 97,5 MMBD, la producción de Arabia Saudita ganará al menos 1,1% del suministro global Pre COVID-19, manteniendo la cantidad de taladros y aperturando los caudales que están siendo limitados y poder alcanzar mayores potenciales.
II. Escenario de recuperación moderada, con una demanda global de 92,5 MMBD, la producción de Arabia Saudita mantendrá los niveles de producción Pre COVID-19, sin embargo, en composición porcentual incrementará 0,9% en relación a la demanda global.
III. Escenario de recuperación lenta, con una demanda global de 87,5 MMBD, la producción de los Arabia Saudita se mantendrá el 9,7% del suministro global Pre COVID-19, sin embargo, reducirá 1,3 MMBD que afectará sensiblemente el ingreso y estará latente continuar o cambiar su política de recorte voluntaria, dependiendo del contexto económico y geopolítico.
III. Rusia
La industria petrolera de Rusia, posterior a la disolución de la Unión Soviética, en la década de los años 1990, ha mantenido los niveles de producción en el orden de los 10,0 MMBD estables de crudo pesado-mediano, logrando incluso incorporar en 1,5 MMBD adicionales, en los últimos 5 años, principalmente por medio de la empresa estatal ROSNEFT y las empresas privadas como Lukoil, TNK-BP, Surgutneftgas, Tatneft, Gazmprom, a pesar de las sanciones impuestas por parte de la triada EEUU, Unión Europea y Japón, en el año 2014 por la anexión que realizó el Estado ruso de Crimea (Ucrania) a su territorio, que ha limitado el acceso tecnológico y financiamiento internacional que requiere el negocio de Exploración y Producción (CMC, 2019) y la consolidación de la red de infraestructura gasífera con Europa del este, como el emblemático gasoducto Nord Stream que desarrolla en conjunto con Alemania.
El desarrollo de los 106,2 Miles de Millones de Barriles reservas remanentes de petróleo que representan el orden de magnitud de los últimos 20 años (BP, 2019), requieren en el horizonte de mediano y largo plazo el acceso tecnológico y financiamiento que permitan una mayor certidumbre en los planes de explotación que se formulan desde Moscú. En este sentido, a la fecha Rusia ha logrado responder y mantener los niveles de producción en los campos de Urals, Volga y Siberia (Oeste y Este) principalmente, sin embargo, el desarrollo de las vastas áreas costa afuera del Ártico, los mares Báltico, Negro, Blanco, Capio, Azov y Barents que presentan grandes potenciales de hidrocarburos, las sanciones han limitado su desarrollo, así como la incursión en las zonas de crudos no convencionales asociadas a Bitumen y Esquisto (OIES, 2019).
En los años 2017-2020, los recortes acordados entre Rusia y los países OPEP, en el marco de la OPEP+, siempre correspondieron a niveles de volúmenes voluntarios que su impacto en los yacimientos y en los pozos, son controlados y pueden ser atendidos por la empresas de servicios petroleros presentes en Rusia con las técnicas convencionales y tecnología local. Sin embargo, las sanciones limitan cortes de producción más significativos, considerando un escenario a mediano plazo donde se pueda compensar la declinación utilizando la tecnología disponible de estimulación e inyección de vapor en el área de crudos pesado. La incertidumbre en el mercado petrolero se genera con el cumplimiento del recorte de 3,0 MMBD para un nivel de producción de 8,5 MMBD, que según fuentes secundarias hay contradicciones en los niveles reales de producción que pudiera estar alcanzando y reportando oficialmente que se concatena con la producción de condesados proveniente de la industria gasífera rusa.
Escenarios de recuperación de la producción de petróleo en Rusia
Fuente: Elaboración propia (2020)
Partiendo del cierre del primer trimestre 2020, el rango de producción de Rusia oscilara entre 8,5 MMBD y 11,5 MMBD, dependiendo de la recuperación de la economía y convenios a largo plazo con países asiáticos que aseguren los ingresos de recursos financieros, limitados por las sanciones. En este sentido se describe:
I. Escenario de recuperación rápida, con una demanda global de 97,5 MMBD, la producción de Rusia perderá al menos 0,5% del suministro global Pre COVID-19, manteniendo la cantidad de taladros en el Oeste de Siberia.
II. Escenario de recuperación moderada, con una demanda global de 92,5 MMBD, la producción de Rusia perderá 0,7% en relación a la demanda global y se mantiene la operatividad el escenario I.
III.
Escenario
de recuperación lenta, con una demanda global de 87,5 MMBD, la
producción de Rusia perderá 1,6% del suministro global Pre COVID-19, sin embargo, con casi 3,0 MMBD que impactará
sus ingresos.
IV. Canadá
El desarrollo de la industria petrolera en Canadá, ha estado muy vinculada a la actividad geopolítica y económica de los EEUU, país hacia donde se dirige el 96% de las exportaciones petroleras, situación que ha permitido el acceso a recursos financieros y tecnológicos, soportando el posicionamiento como una de las reservas de petróleo más grandes del planeta con 167,8 Miles de Millones de Barriles, que representa 10% de las reservas mundiales al cierre del 2019, así como escalar en los últimos 10 años entre los 5 primeros países productores de petróleo con 5,6 MMBD (BP, 2019), de un crudo extra-pesado, menor a 7 grados API con alta viscosidad y alta densidad que no permiten su movilidad en condiciones normales y que se ubica en un 82% en la región de Alberta.
Del 100% de las reservas remanentes, un 97% corresponden a las arenas bituminosas que aportan el 70% de la producción actual de Canadá, desplazando desde el año 2010 la producción de crudo convencional. Cabe destacar, que los métodos de producción de las arenas bituminosas son 2: minería a cielo abierto[4] que representa un 47% de la producción actual y un 19% del método de explotación para el total de reservas remanentes; y producción en sitio[5] utilizando los métodos para crudo pesado (OIES, 2016), destacando que ambos métodos tienen altos impactos ambientales y costos de producción superiores a los crudos convencionales, requiriendo adicionar al costo de producción los costos de mejoramiento del bitumen.
Para los años 2019-2020, las empresas Canadian Natural Resources, Cenovious Energy, Suncor Energy, Brion Energy (Petrochina), Imperial Oil (Esso), Laricina Energy y Athabasca son responsables de 2/3 de la producción actual y debido a los bajos precios del petróleo que han estado sobre los 50 USD por barril suspendieron proyectos de incremento de capacidades asociados a 2,0 MMBD y desfase en la construcción de ferrocarriles y el emblemático oleoducto inter-país Keystone XL que permitirá bombear 830 MBD en un recorrido de 1900 km, desde la región de Alberta (Canadá) hasta el estado de Nebraska (EEUU), permitiendo la incorporación a la red de oleoductos en territorio de EEUU, reduciendo a largo plazo los costos de transportación.
Escenarios de recuperación de la producción de petróleo en Canadá
Fuente: Elaboración propia (2020)
En el caso de Canadá, sí bien no forma parte de los recortes acordados por la OPEP++, la caída del crudo marcado en Norteamérica (WTI) ha incidido directamente en cortes voluntarios ante la no rentabilidad de la producción, las empresas Canadian Natural Resources, Cenovious Energy, Suncor Energy, Imperial Oil anunciaron cierre de producción en el orden de 960 MBD (Rystad, 2020), situación que puede limitar la respuesta de incorporación por apertura en el corto considerando que es crudo extra-pesado. En este sentido se describe:
I. Escenario de recuperación rápida, con una demanda global de 97,5 MMBD, la producción de Canadá perderá al menos 1,2% del suministro global Pre COVID-19, representando cerca de 1,0 MMBD.
II. Escenario de recuperación moderada, con una demanda global de 92,5 MMBD, la producción de Canadá perderá 1,2 MBD suministro global Pre COVID-19 y reduce la cantidad de taladros de producción en sitio en 19 equipos disminuyendo en la misma proporción la actividad de minería.
III. Escenario de recuperación lenta, con una demanda global de 87,5 MMBD, la producción de Canadá perderá 1,3% del suministro global Pre COVID-19 asociado a 1,5 MMBD; 34 taladros activos menos de producción en sitio disminuyendo en l misma proporción la actividad de minería.
V. Venezuela
La consolidación de la industria petrolera en Venezuela posicionó al país como el principal país exportador de petróleo en la primera mitad del siglo XX, desarrollando capacidades para la extracción petróleo que alcanzó un pico de producción sobre los 3,7 MMBD de crudo mediano-liviano en los años 1970, provenientes en un 80% de la cuenca del Lago de Maracaibo, con reservas remanentes totales en el orden de los 25 Mil Millones de Barriles. La desinversión por parte de las concesionarías petroleras previo a la nacionalización de la industria petrolera en 1975, conllevó a una declinación progresiva de la producción, agotamiento de reservas convencionales de crudo, ausencia de proyectos de recuperación mejorada de yacimientos e infraestructura de producción, entre otros aspectos, que no permitido alcanzar nuevamente ese pico de producción en los siguientes 50 años, perdiendo progresivamente el rol protagónico en el mercado petrolero internacional al reducir su participación en la producción mundial desde un 8% a menos del 1% en 2020, mientras que las reservas probadas se incrementaron significativamente con la certificación de la reservas de crudo extra-pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) posicionándose como la primera reserva del planeta con 18% en el siglo XXI.
Reservas y producción de petróleo en Venezuela 1980-2020
Fuente: Elaboración propia a partir de datos de BP (2019) y OPEP (2020)
La estrategia de desarrollo de las reservas remanentes en Venezuela, en la segunda década del siglo XXI, se orientaron a la explotación del crudo extra-pesado de la FPO que requieren grandes inversiones (CAPEX) en la construcción de pozos, infraestructura de producción y construcción de mejoradores para el tratamiento del crudo no convencional, mientras que las áreas tradicionales de crudo convencional de la cuenca Occidental del Lago de Maracaibo y cuenca oriental del Norte de Monagas que aportaron la producción durante todo el siglo XX, pasaron a un segundo plano en términos de inversión para la generación de potencial y mantenimiento de las capacidades productivas de producción en yacimientos maduros.
Al mismo tiempo, en el año 2011 la empresa estatal Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) fue objeto de sanciones[6] por parte del gobierno de los EEUU por las relaciones del gobierno venezolano con la república islámica de Irán, Siria y Corea del Norte, limitando a PDVSA al acceso al financiamiento, contratación de bienes y servicios, renovación de licencias y patentes con empresas de los EEUU. Ante la situación descrita y una dependencia del 65% con empresas de los EEUU motivó la búsqueda de nuevas opciones en el denominado proyecto de soberanía tecnológica petrolera que permitió la incorporación en el área de E&P de equipos, materiales y repuestos provenientes de China (Rondón, 2014) para mitigar el impacto de las sanciones.
El colapsó de los servicios petroleros, servicios conexos y logísticos de las empresas ubicadas en Venezuela, a pesar de las relaciones e inversiones realizadas con China, conllevaron a un incrementó en la improductividad del proceso de construcción y mantenimiento de pozos, no permitiendo compensar la declinación, tanto en la FPO como en las áreas tradicionales.
En el año 2015, la administración de Barak Obama declara a Venezuela como una amenaza a la seguridad nacional de los EEUU (Reuters, 2015), limitando nuevamente el desarrollo de actividades vinculadas con empresas cuya casa matriz fuera los EEUU, conllevando nuevamente al retiro progresivo de las empresas transnacionales de servicios petroleros como Schlumberger, Halliburton y Weatherford y sus frentes de trabajo claves para la construcción de pozos y mantenimiento de la base de producción.
Al mismo tiempo, los conflictos internos en la gestión de la estatal petrolera, la limitaciones para el financiamiento, la pasiva participación de los socios internacionales en las empresas mixtas de CVP[7], el egreso masivo de personal técnico, las nuevas sanciones emitidas contra el petróleo venezolano en 2019, el bloqueo de recurso financieros, la instrucción dada por presidente Trump a Chevron de liquidar sus operaciones en Venezuela (Oilprice, 2020), a pesar de haber extendido las exenciones a Chevron para operar en Venezuela por parte del Departamento del Tesoro de EEUU hasta el mes de Diciembre 2020, al igual que las empresas de servicios petroleros, han incidido en una caída abrupta de la producción petrolera que se ubica por debajo del Millón de Barriles Diarios (OPEP, 2020).
Un elemento clave para comprender el posicionamiento de PDVSA y su capacidad de incorporar y mantener la producción es la cantidad de taladros activos vinculados al proceso de construcción y mantenimiento de pozos que demanda recursos financieros, tecnológicos y empresas especializadas. En este sentido, para el trimestre 2020-I, sólo 4 equipos en todo el país se encontraban realizando operaciones de perforación y los demás equipos (24) realizando actividades de rehabilitación y servicios, teniendo como antecedentes en el año 2014 más de 325 equipos activos de los cuales 160 se encontraban perforando con una base de producción 2.840 MBD.
En el año 2020, en el marco de la reunión de la OPEP++, el recorte inicial acordado de 9,7 MMBD para estabilizar los precios, no considera a Venezuela, Irán y Libia, ya que las cuotas de producción establecidas para estos países están por encima de la producción real. En este sentido, en el contexto actual del COVID-19 los escenarios de recuperación de los niveles de producción son complejos y dependen de muchas variables geopolíticas, políticas, financieras, técnicas y económicas que están limitando desarrollar las reservas convencionales en las áreas tradicionales y las no convencionales en la FPO, así como en la fachada Costa Afuera en el Caribe y en el Atlántico.
Escenarios de recuperación de la producción de petróleo en Venezuela
Fuente: Elaboración propia (2020)
En el caso de Venezuela, la incertidumbre sobre los escenarios de recuperación producción es elevada, debido a la heterogeneidad de variables que no se presentan en los casos anteriores. El potencial de producción de Venezuela en escasos 5 años estuvo en el orden de los 3,0 MMBD y actualmente la producción diferida pudiera recuperar significativos niveles de producción.
Atendiendo al contexto del COVID-19, de baja demanda y bajos precios, la orientación estratégica considerando los costos de producción (OPEX) e infraestructura necesaria, apunta a un horizonte de planificación en los próximos años que se enfoque en una política petrolera y modelo de negocio que permita atraer las inversiones (CAPEX) y generar confianza jurídica para que Venezuela recupere su rol como actor esencial, en el mercado petrolero internacional, desarrollando las reservas de crudo convencional más grande de América Latina y crudo extra pesado más grande del mundo.
· Corto – Mediano plazo: Desarrollar las reservas convencionales que se ubican en 38 Mil Millones de Barriles (MMBLS) de las cuales 20 Mil Millones se ubican en la cuenca Occidental principalmente del Lago de Maracaibo y 18 Mil Millones están en la cuenca Oriental principalmente en el Norte de Monagas, incidiendo en el suministro de crudo para las dietas del complejo refinador ubicado en Venezuela, recuperando la infraestructura, logística y la actividad de servicios petroleros.
· Mediano – Largo plazo: Desarrollar las reservas 265 Mil Millones de Barriles (MMBLS) crudo pesado y extra - pesado de la Faja Petrolífera del Orinoco (FPO) que necesariamente debe ser mejorado para reducir costos e incrementar su valor comercial. Situación que conlleva acelerar la puesta en operación de los mejoradores actuales, construcción de nuevos mejoradores y consolidación de los planes de explotación que permita la construcción eficiente de nuevos pozos.
5. Factores Claves
Los elementos implícitos y explícitos en el contexto COVID-19 que conforman los factores claves de la recuperación del suministro de petróleo en el mercado petrolero internacional que requieren especial atención y seguimiento en su comportamiento, se describen a continuación.
I. control de la pandemia, es determinante para los actores económicos manejar horizontes de tiempo que generen certeza en relación al control sanitario de la pandemia que impactará en la reactivación progresiva de la economía y por consiguiente la recuperación de la demanda de petróleo. Un rápido control permitirá reactivar paulatinamente los sectores económicos en el 2021 a los niveles del 2019, mientras un lento control generará cambios en el comportamiento del consumidor y los patrones establecidos, incidiendo una merma significativa en la recuperación de la demanda petrolera.
II. Precios del petróleo, los rangos en que se estabilice los precios del petróleo incidirán inicialmente en el consumo y posteriormente en una estabilización de la demanda. En este sentido, el suministro de petróleo se recuperará en la media que el crudo convencional incorpore barriles a bajo costos y progresivamente abarque mercados ocupados por los crudos no convencionales. Las inversiones (CAPEX) requeridas para incrementar los niveles de producción de los crudos no convencionales se realizarán a medida que exista un déficit entre la oferta y la demanda, y los precios superen los 60 USD por Barril.
III. taladros activos, la cantidad de equipos de perforación que se logren activar será un indicador directo la recuperación del suministro que será proporcional a la inversiones (CAPEX) que se realicen, al crecimiento de la producción por incorporación de nuevos barriles y a la reactivación económica del negocio Upstream por la activación de las empresas de servicios petroleros, empresas de servicios conexos, y empresas de logística y suministros.
IV. Geopolítica y recursos financieros, la posible promulgación de una política energética de los EEUU imponiendo aranceles al petróleo importado, privilegiando la producción nacional y la de sus países aliados. puede cambiar los escenarios de recuperación petrolera, así como los esquemas tradicionales de acceso a los recursos financieros en donde los actores del mercado internacional buscarán alternativas que reduzcan el costo financiamiento de la banca comercial y el riesgo en los mercados financieros, migrando hacia otros esquemas como el oro, las criptomonedas e incluso otras monedas diferentes al dólar.
Referencias Bibliográficas
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6. BLOOMBERG (2020). Negative Oil Has Hamm´s Continental Invoking “Acto of God” Clause. Disponible en: https://www.bloomberg.com/amp/news/article/2020-04-23/hamm-s-shale-explorer-invokes-forces-majeure-citing-negtive-oil?
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11. Deutsche Bank (2020). Frequently asked question around COVID-19. Management CIO Report.
12. IAEE (2019). Independent Shale Oil Producers: The Next Chapter. Report Q3 of International Assocition for Energy Economics.
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- Reuters (2015). Obama declara a Venezuela una amenaza a la seguridad nacional. Disponible: http://lta.reuters.com/articulo/domesticNews/idLTAKBN051OE20150309
- RONDON, Patricia (2014). “Venezuela recibió equipos petroleros comprados a China”. Página Web Petroguia. Disponible: http://www.petroguia.com/pub/article/venezuela-recibi%C3%B3-equipos-petroleros-comprados-china
21. Rystad Energy (2020). Global outbreak overview and its impact on the energy sector. COVID-19 Report. 4th Edition.
22. Rystad Energy (2020 A). Production shut-ins due to COVID-19. Disponible en: https://www.rystadenergy.com/newsevent/news/press-releases/global-shut-ins-surge-canda-iraq-and-venezuela-led-the-2-million-bpd-wave/
23. WSJ (2017). Articulo sobre situación finaciera del Esquisto. En The Wall Stree Journal. Disponible en: https://www.wsj.com/articles/wall-streets-fracking-frenzy-runs-dry-as-profits-fail-to-materialize-1512577420
[1] Tasas de crecimiento en función a valores en dólares constantes en base al año 2010 y pronóstico 2020 realizado en noviembre del año 2019.
[2] Impacto en PIB como expresión de la media de la paralización de sectores económicos por el COVID-19
[3] Una saludable industria madura se conforma por compañías que puedan generar suficiente flujo de caja para pagar el capital invertid, los costo de financiamiento de los inversionistas y obtener dividendos (IAEE,2019)
[4] Minería a cielo abierto, se realiza con maquinaria pesada de excavación hasta profundidades de 75 metros, requiriendo logística de transporte de las arenas hacia los mejoradores de bitumen.
[5] La producción en sitio para crudo extra – pesado, se realiza en arenas con profundidades superiores a 75 metros, donde se perforan pozos y se utilizan métodos de producción por calentamiento térmico como la inyección de vapor, calentamiento eléctrico, combustión, radio frecuencia.
[6] En septiembre de 2011 la Oficina de Asuntos Económicos Energéticos y de Negocios del Departamento de Estado de los EEUU, publicó la “Federal Notice No.2011-23541” en el cual describe el alcance de las sanciones impuestas a PDVSA
[7] En el marco de la Ley de Hidrocarburos de 2001, la Corporación Venezolana de Petróleo (CVP) conformó empresas mixtas con socios privados, en las cuales el Estado venezolana mantiene la mayoría accionaría de dicha empresas a través de CVP. La mayoría de estas empresas provienen del proceso de migración los Convenios Operativos, Asociaciones Estratégicas y Ganancias Compartidas a Empresas Mixtas previstos en el Decreto 5200 de 2007.
Excelente Análisis 👍🏻
ResponderBorrarExelente lider🤝
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