La cuenca de Guyana-Surinam ha emergido como el juego petrolero en alta mar más importante del mundo y con los cambios que se están produciendo en la combinación energética mundial después de la invasión de Ucrania por parte de Rusia, el Caribe se está convirtiendo en un actor importante en los mercados petroleros mundiales.
Por Matthew Smith para Oilprice | Traducción libre del inglés por la´patilla.com
En tan solo 7 años, el microestado profundamente empobrecido de Guyana se ha convertido en un destino líder mundial de perforación después de que ExxonMobil realizara 32 descubrimientos en el bloque Stabroek en alta mar.
Si bien el Servicio Geológico de EE. UU. predijo en una hoja informativa de mayo de 2001 que la cuenca de Guyana-Surinam contenía entre 2.800 millones y 32.600 millones de barriles de recursos petroleros no descubiertos, hay indicios de que el volumen es mucho mayor.
Se estima que los descubrimientos de Exxon solo en el Bloque Stabroek representan casi 11 mil millones de barriles de recursos de petróleo recuperables. Luego están los cinco principales descubrimientos de hidrocarburos de TotalEnergies y Apache en el Surname Block 58 en alta mar, que se estima que contiene hasta 6.500 millones de barriles de recursos de petróleo recuperables.
Se han realizado descubrimientos de petróleo adicionales en la costa de Surinam. En diciembre de 2020, la compañía petrolera nacional de Malasia, Petronas, con su socio Exxon, hizo su primer descubrimiento de petróleo prometedor en el bloque 52 de Surinam, en alta mar.
Surinam está tratando de replicar el auge petrolero épico que disfruta la vecina Guyana, que ha impulsado significativamente la economía de la antigua colonia británica profundamente empobrecida. En 2020, el producto interno bruto de Guyanase expandió en un sorprendente 43,5 %, a pesar de la pandemia, y en otro impresionante 20 % en 2021.
Para obtener más inversión internacional y promover la exploración en la costa de Surinam, el gobierno nacional en Paramaribo a través de la compañía petrolera nacional y el regulador de la industria Staatsolie completó una subasta de aguas poco profundas en 2021.
Eso hizo que el regulador de la industria petrolera de Surinam adjudicara tres bloques hacia fines de ese año. TotalEnergies, que será el operador, y su socio Qatar Petroleum están firmando contratos para los bloques de aguas poco profundas 6 y 8 con una participación del 49% y 20% respectivamente, mientras que el 40% restante está en manos de Staatsolie.
La supermajor energética estadounidense Chevron, que también participó en la subasta, se adjudicó una participación del 60 % en el Bloque 5 de aguas poco profundas, quedando el 40 % en manos de la compañía petrolera nacional de Surinam.
En diciembre de 2021 Chevron vendió una participación del 20% en el Bloque 5 a Royal Dutch Shell. Luego, en abril de 2022, Staatsolie firmó un acuerdo de producción compartida con Chevron para el Bloque 7 de aguas poco profundas, otorgando el 80 % a la supermajor energética de EE. UU. y conservando una participación del 20 %.
Chevron también tiene una participación del 33,3 % en el Bloque 42 de aguas profundas, que se encuentra junto al Bloque 58 y el Bloque Canje en la vecina costa afuera de Guyana. Esos bloques de aguas poco profundas no han sido explorados y se cree que poseen un potencial petrolero considerable, y los analistas especulan que se asientan en la misma vía petrolera que atraviesa el Bloque 58.
Para atraer más inversiones y reforzar la exploración en la costa de Surinam, Staatsolie anunció en mayo de 2022 que tiene la intención de subastar más bloques de aguas profundas a finales de año y luego realizar otra ronda de ofertas en aguas poco profundas en 2023.
Si bien las subastas de petróleo de Surinam no han logrado obtener considerable interés en el pasado que es probable que cambie debido al éxito disfrutado por TotalEnergies y su socio Apache en un 50 % en el Bloque 58 en alta mar. A principios de este año, TotalEnergies, que es el operador, anunció un quinto descubrimiento importante de petróleo en el bloque. Si bien las compañías de energía aún tienen que tomar una decisión final de inversión, TotalEnergies cree que hay suficientes recursos de hidrocarburos recuperables en el Bloque 58 para justificar un mayor desarrollo y hacer que la producción valga la pena. Staatsolie anticipó que TotalEnergies y Apache tomarán una decisión final de inversión con respecto al Bloque 58 antes de fines de 2022, y se espera que el primer petróleo se produzca antes de fines de 2025.
Los bajos precios de equilibrio proyectados y los descubrimientos de petróleo crudo con bajo contenido de azufre en Surinam hacen de la ex colonia holandesa empobrecida, al igual que la vecina Guyana, una jurisdicción convincente para las empresas de energía extranjeras.
Varios analistas de la industria estiman que la costa de Surinam tendrá un precio de equilibrio promedio de $ 40 por barril, que es solo un poco más alto que el de Guyana, que está vinculado a un promedio de alrededor de $ 35 por barril.
Es importante destacar que el petróleo descubierto hasta la fecha ha tenido una gravedad API que oscila entre 34 y 43 grados, así como un bajo contenido de azufre. El petróleo crudo que bombea Exxon desde el campo Liza en el vecino bloque Stabroek de la costa afuera de Guyana tiene una gravedad API de32 grados con azufre total de 0,58% y 23,5 partes por millón de vanadio.
Se prevé que la costa de Surinam tenga petróleo crudo con características similares que lo hacen ligero y dulce, lo que significa que es más barato y más fácil de refinar que el petróleo crudo producido por los países sudamericanos vecinos.
Venezuela, Colombia y Ecuador normalmente bombean variedades de petróleo crudo más pesado que tienen un alto contenido de azufre, así como niveles elevados de metales y otros contaminantes.
La mezcla insignia de Merey de Venezuela tiene una gravedad API de 16 grados, 2,45% de azufre y 262 partes por millón de vanadio, lo que demuestra que es pesado y especialmente ácido.
La principal variedad de petróleo crudo de Colombia, Castilla, tiene una gravedad API de 18,8 grados, 1,97 % de azufre y un contenido de vanadio de 319,95 ppm, lo que indica que es pesado y amargo.
El grado de petróleo clave de Ecuador, Oriente, que representa alrededor de dos tercios de las exportaciones de petróleo del país andino, tiene una gravedad API de 23 grados, un contenido de azufre de 1,4% y vanadio de 65 ppm.
Esas características hacen que esos grados de petróleo crudo sean más difíciles y costosos de refinar en combustibles de alto grado con bajo contenido de azufre.
Esas características hacen que esas variedades de petróleo sean menos populares en una economía global que se está descarbonizando y donde las compañías petroleras están bajo una presión cada vez mayor para reducir su huella de carbono.
Fue por esas razones que las grandes petroleras TotalEnergies y Equinor optaron por salir de sus participaciones minoritarias no operadas de 30% y 10% respectivamente en el proyecto de petróleo pesado Petrocedeño de Venezuela en la faja del Orinoco. Eso hizo que la compañía petrolera nacional de Venezuela, PDVSA, se convirtiera en el único propietario del activo, que es una operación altamente intensiva en carbono donde el betún como el crudo extrapesado producido debe mejorarse antes de exportarse.
Esos factores también pesan sobre la inversión en las industrias petroleras económicamente cruciales de Colombia y Ecuador, que luchan por recuperarse a las operaciones previas a la pandemia.
Como resultado, se está construyendo un auge petrolero masivo en alta mar en Guyana y Surinam con los dos microestados sudamericanos empobrecidos atrayendo una atención considerable de las supergrandes energéticas mundiales.
Esto se ve reforzado por el hecho de que ambas antiguas colonias han demostrado ser jurisdicciones relativamente estables, especialmente en comparación con muchos miembros del cartel de la OPEP, como Venezuela.
Esos desarrollos han desencadenado una transición geopolítica en América del Sur con Guyana y Surinam convirtiéndose en jurisdicciones cada vez más importantes para las compañías energéticas globales y los países que buscan importaciones de petróleo crudo de alta calidad y baja intensidad de carbono.
La inversión extranjera en el naciente Surinam está creciendo a un ritmo constante. Se espera que la ex colonia holandesa, que actualmente bombea alrededor de 16.500 barriles diarios del campo Tambaredjo, esté produciendo 650.000 barriles por día de los Bloques 58 y 52 para 2030.
Eso le dará a la economía en apuros de Surinam un impulso saludable y hará que el país se convierta potencialmente en el cuarto productor de petróleo más grande de América del Sur.