BP se centra en territorio familiar en el Gobierno de México mientras sus rivales impulsan nuevas fronteras petroleras en alta mar

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Para una empresa que se hizo famosa con descubrimientos de petróleo fronterizos desde Irán hasta Alaska, BP Plc está notablemente ausente de los nuevos yacimientos petroleros más candentes de la actualidad. El jefe de exploración y producción de la compañía está de acuerdo con eso.

Los inversionistas de ExxonMobil Corp. están entusiasmados con los enormes descubrimientos en Guyana, y TotalEnergies SE y Shell Plc pueden buscar hallazgos prometedores en aguas profundas en Namibia. Pero para BP, el valor real reside en una región intensamente perforada donde la compañía tiene décadas de experiencia: el Golfo de México.

"No me siento celoso", dijo Gordon Birrell, vicepresidente ejecutivo de producción y operaciones, cuando se le preguntó sobre el reciente éxito de exploración de sus rivales. "Tenemos muchos recursos que desarrollar".

La exploración ha sido durante mucho tiempo una métrica clave para las grandes petroleras, pero en estos días ha añadido atractivo para BP. Las reservas totales probadas de petróleo y gas de la compañía con sede en Londres, de 6.800 millones de barriles equivalentes, son aproximadamente un tercio menos que las de sus pares europeos Shell y TotalEnergies. Esa brecha crece entre un 40% y un 60% en comparación con las grandes empresas estadounidenses ExxonMobil y Chevron Corp.

El déficit relativo de las reservas de BP es en gran medida el resultado de su salida del gigante petrolero estatal ruso Rosneft PJSC, tras la invasión de Ucrania por parte de Moscú a principios de 2022. Esa medida fue seguida por la mayoría de las otras grandes compañías petroleras, muchas de las cuales han amortizado el valor de sus inversiones en el país y ven pocas perspectivas de regresar. Sin embargo, el dolor fue mayor para BP, que asumió un deterioro de 24.400 millones de dólares, perdió un tercio de su producción de petróleo y gas y alrededor del 50% de sus reservas declaradas.

“Salimos de Rusia y cancelamos las reservas. Era una cifra grande, no hay duda”, dijo Birrell en una entrevista en Londres. "Pero lo que nos quedan son 18.000 millones de barriles de material bueno, así que no es un problema".

Birrell, ingeniero de formación, ha pasado la mayor parte de su carrera en BP. El interés de este escocés de 61 años por el petróleo y el gas se despertó cuando era niño cuando apareció una plataforma de perforación cerca de la granja de su padre en Fife. Se subió a su bicicleta para echar un vistazo y un geólogo que trabajaba allí le mostró los alrededores. Finalmente se descubrió petróleo en el sitio, pero era demasiado viscoso para fluir y terminó quedando en el suelo.

El enfoque actual de Birrell tiene ecos de esta historia de la infancia. Aproximadamente la mitad de esos 18 mil millones de barriles (una cifra que cuantifica los recursos que cumplen con las expectativas internas de BP en cuanto a retorno de la inversión y es mayor que la cifra de reservas probadas según la definición oficial de la Comisión de Bolsa y Valores) se encuentran en el Golfo de México. El plan de BP para la región se basa en descubrimientos realizados hace más de una década que inicialmente fueron demasiado difíciles de desarrollar, pero que ahora pueden aprovecharse gracias a los avances tecnológicos.

Campos como Kaskida y Tiber se encuentran en una capa geológica conocida como Paleógeno, una formación que está bajo una presión tan alta que excedió la capacidad de la mayoría de los equipos cuando se hicieron los descubrimientos. Después de la perforación de exploración inicial, BP tuvo que dar un paso atrás y esperar a que mejorara la tecnología de perforación.

“Ese código fue descifrado y BP mantuvo sus arrendamientos Kaskida y Tiber”, dijo Mfon Usoro, analista principal de la firma investigadora Wood Mackenzie Ltd. “La tecnología es comercial en el mercado, eso es lo que ha puesto a estos proyectos en primer plano. "

Las plataformas actuales pueden soportar presiones de hasta 20.000 libras por pulgada cuadrada, lo que hace posible que BP complete los pozos. Aún así, aprovechar el Paleógeno no es barato.

“Más profundidad significa mayor costo”, dijo Usoro. Wood Mackenzie calcula que el coste de producir un barril del Paleógeno ronda los 40 dólares. Eso es más caro que otras partes del Golfo de México y muy por encima de los 7 y 9 dólares de los activos de BP en las formaciones de esquisto Pérmico y Eagle Ford, respectivamente, según datos de la compañía.

Pero aún es competitivo en una cartera global, gracias a los atractivos términos fiscales de la región y a la amplia infraestructura existente, afirmó Usoro. “Con el Golfo de México, se tiende a tener ese flujo de caja estable y prolongado después de esa inversión inicial”, dijo.

BP está en camino de invertir 7 mil millones de dólares en el Golfo de México de 2022 a 2025 y espera una producción de 350.000 barriles de petróleo equivalente por día allí en la segunda mitad de esta década, frente a menos de 270.000 barriles por día el año pasado.

Según Wood Mackenzie, la empresa sigue siendo el segundo mayor productor de la región, detrás de Shell. El desarrollo de Kaskida y Tiber consolidaría esa posición y consolidaría la recuperación de la compañía de la catástrofe de Deepwater Horizon de 2010, que mató a 11 personas y provocó el mayor derrame de petróleo en alta mar en la historia de Estados Unidos. BP todavía está contando el costo de ese desastre y espera pagar más de mil millones de dólares en compensación este año.

Ni Kaskida ni Tiber han recibido todavía luz verde. BP espera tomar una decisión final sobre la inversión en el primer proyecto este año, y Tiber lo seguirá más adelante. El principal desafío que queda en el desarrollo es encontrar espacios en los astilleros para construir sus instalaciones de producción en alta mar, dijo a los analistas en febrero el director ejecutivo Murray Auchincloss.

Sostener la producción

Birrell no descarta explorar en busca de más petróleo y gas, o adquirir empresas para sus reservas. Se trata de un cambio de tono para BP, que bajo el ex director ejecutivo Bernard Looney estableció un plan para adoptar radicalmente la descarbonización y las energías renovables.

Esa estrategia ha pasado por varias iteraciones, con el ajuste más reciente el año pasado cuando ralentizó su reducción planificada en la producción de petróleo y gas. Eso no es suficiente para el inversionista activista Bluebell Capital Partners, que sostiene que la velocidad con la que BP se aleja de los combustibles fósiles es equivocada y perjudica el precio de las acciones.

Como la mayoría de los veteranos de BP, Birrell ha pasado su carrera centrada en el petróleo y el gas. Ascendió de rango con puestos en el Mar del Norte y Azerbaiyán, y se convirtió en jefe de la división upstream de la compañía en 2020. Ha permanecido en el equipo de liderazgo superior durante una importante reestructuración ese mismo año y la sorpresiva renuncia de Looney el año pasado en un escándalo sobre las relaciones no reveladas del ex director ejecutivo con sus colegas.

En opinión de Birrell, lo único que ha cambiado en la estrategia de BP es el nivel de pragmatismo. La compañía seguirá el ritmo de la transición más amplia de la sociedad hacia una energía más limpia y no avanzará con tecnologías que aún no son económicas, dijo.

Y en este largo proceso, el petróleo y el gas todavía tienen un papel que desempeñar.

“Dependiendo de lo que se quiera hacer entre 2030 y 2040, es posible que tengamos que buscar más barriles”, dijo. “Tenemos la capacidad central para explorar el mundo. Todavía se conserva en BP, no hay duda al respecto”.

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