Nueva fiebre por la exploración petrolera: ¿a qué empresas debemos seguirles la pista?
Morgan Stanley analiza la posición de Shell, TotalEnergies, BP, Eni y Equinor
La exploración de yacimientos de petróleo y gas vuelve a estar de moda. Así lo han constatado los expertos de Morgan Stanley, que destacan que la crisis energética ha reavivado el interés de las empresa por retomar la búsqueda de estas materias primas, que se ha mantenido en un segundo plano desde hace casi una década. ¿Cuáles son las petroleras que lideran esta nueva fiebre y a las que no deben perder de vista los inversores?
Desde el banco estadounidense explican que "las preocupaciones en torno a la transición energética y la volatilidad de los precios de la energía han hecho que la exploración (en particular de las cuencas fronterizas) haya sido poco apreciada por las grandes petroleras europeas durante gran parte de la última década".
Esto ha provocado que los volúmenes descubiertos se mantienen a la mitad de sus niveles de principios de la década de los 2010s, en aproximadamente 2.000 millones de barriles al año, mientras que los presupuestos siguen en "niveles deprimidos" de entre 6.000-7.000 millones de dólares aproximadamente. Ese es el gasto en exploración de las 5 grandes petroleras europeas (Shell, BP, TotalEnergies, Eni y Equinor), "una fracción de lo que era a principios de la década de los 2010s", cuando se llegó a un máximo de más de 20.000 millones de dólares.
Las petroleras "siguen centradas en proyectos con potencial de monetización a corto plazo", comentan. Sin embargo, las tornas están cambiando. "Hay nuevos yacimientos que atraen el interés de empresas e inversores", confirman los analistas de Morgan Stanley en uno de sus últimos informes. Y "aunque las empresas no han cambiado su enfoque selectivo respecto a las nuevas fronteras de exploración, hay algunos 'puntos calientes' que parecen atraer el interés genuino de las grandes petroleras" para su explotación a largo plazo.
En concreto, estos estrategas identifican tres áreas de interés para la exploración en los próximos trimestres: Namibia, Surinam y el Mediterráneo Oriental. En total, se han identificado aproximadamente 6.000 millones de barriles recuperables en estos "puntos calientes" entre 2017 y 2022.
"No se espera que produzcan volúmenes significativos en la década de los 2020s, aunque podrían dar lugar a un pico de producción de unos 1,2-1,3 millones de barriles diarios a mediados de la década de los 2030s", comenta Morgan Stanley. Pero para que esto se haga realidad la consultora energética Rystad calcula que "podrían ser necesarios unos 31.000 millones de dólares de inversión acumulada de aquí a 2035".
Respecto a Namibia, los analistas de Morgan Stanley dicen que allí se lograron en 2022 los primeros hallazgos materiales de hidrocarburos, concretamente en la cuenta de Orange, cerca de la frontera con Sudáfrica, "tras décadas de esfuerzos infructuosos".
Shell explota el yacimiento de Graff y este año ha encontrado petróleo ligero en el de Jonker, que podría contener más de 1.000 millones de barriles de petróleo recuperable. Por su parte, TotalEnergies también encontró hidrocarburos el año pasado con el descubrimiento de Venus, y ha dado un enfoque clave a la zona en su plan de inversión de 2023, con capex de 300 millones de dólares que espera desplegar en el país africano, lo que "representa la mitad del presupuesto de exploración de la compañía para el año".
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"En los próximos trimestres, esperamos ver más trabajos de evaluación en la región. Asimismo, cabe señalar que tanto TotalEnergies como Shell poseen participaciones en bloques situados en la parte sudafricana de la cuenca del Orange", dicen los analistas del banco estadounidense.
Sobre Surinam, Morgan Stanley comenta que tras el éxito del bloque Stabroek de ExxonMobil en la vecina Guyana, los descubrimientos en el país "han sido seguidos con entusiasmo por el mercado". Recuerda que TotalEnergies explota el bloque 58 en asociación con APA, donde el consorcio ha obtenido más de ~1,6 billones de barriles de hidrocarburos recuperables previstos en los últimos años. "Aún no se ha anunciado una posible FID en la zona, y las últimas orientaciones de los socios han sido que este año era necesario llevar a cabo nuevas evaluaciones".
Además, Shell es el operador del Bloque 42, que comparte frontera con Guyana, y del Bloque 58 de TotalEnergies, donde perforó un pozo exploratorio el año pasado. Es otro de los 'puntos calientes' a tener muy en cuenta, dicen los estrategas del banco.
Por último, el Mediterráneo Oriental, una región que "ha sido uno de los focos de atención en la última década", con grandes descubrimientos de gas natural en Israel (Tamar, Leviathan y Karish) y Egipto (Zohr). También se han realizado importantes descubrimientos en la vecina Chipre, donde Eni, TotalEnergies, Chevron y ExxonMobil son los principales operadores.
"A pesar de las disputas marítimas en curso en la región, el interés aumentó de nuevo el año pasado en medio de la crisis de suministro de gas natural en Europa y el aumento de los precios del petróleo, sobre todo tras el anuncio de los descubrimientos de Zeus y Cronos por parte de la italiana Eni.
Chipre es un país rico en gas, lo que plantea interrogantes sobre la monetización y las infraestructuras de los nuevos proyectos en el país. Sin embargo, dicen los expertos del banco, "observamos que Eni ha indicado recientemente que podría sancionar un proyecto en el país en 2024, haciendo uso potencialmente de su infraestructura en Egipto o una unidad FLNG".
BP, otro "actor clave" en el Mediterráneo Oriental, también ha trabajado recientemente en la región con el anuncio del acuerdo NewMed con ADNOC. NewMed tiene intereses en los yacimientos de Leviathan, en Israel, y Aphrodite, en Chipre.
Por último, "el Líbano sigue siendo una de las zonas menos exploradas". En 2020, TotalEnergies perforó el pozo Byblos en el bloque 4, que resultó seco, y este año (tras la definición de la frontera marítima con Israel) podría perforar su primer pozo en el bloque 9 (donde es socio de Eni y QatarEnergy).
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LÍDER EN DESCUBRIMIENTOS
En los últimos años, la mayoría de los descubrimientos de recursos económicamente recuperables se han producido en el segmento de aguas profundas, con una mezcla "aparentemente equilibrada" de petróleo y gas natural. Además, los descubrimientos se han repartido entre las distintas regiones, con una "participación ligeramente superior" de las geografías menos exploradas, como África.
Eni se alza como la compañía líder en términos de descubrimientos, con una elevada participación en los proyectos más destacados de los últimos años, mientras que en el caso de Shell y Equinor se ha producido un descenso en la cantidad de recursos descubiertos desde el desplome de los precios del petróleo de 2015-16. ¿Y BP y TotalEnergies? "Sus respectivas participaciones en el total de recursos descubiertos han sido más volátiles", dicen los analistas de Morgan Stanley, que explican que BP ha aportado una proporción material del total de descubrimientos del grupo paritario en 2017-19, y TotalEnergies ha asumido un papel más importante desde entonces.
Asimismo, los expertos del banco apuntan que en términos de barriles producidos, en la mayoría de las grandes petroleras europeas la relación entre los recursos descubiertos y los barriles producidos ha disminuido en los últimos cinco años, como consecuencia de una mayor disciplina en las inversiones. Sin embargo, señalan, "TotalEnergies destaca como excepción, ya que es la única de las cinco grandes petroleras cuyos recursos descubiertos por barril producido han aumentado en los últimos cinco años".
También han observado que, aunque con tendencia a la baja, "el ratio de recursos descubiertos por barril producido de Eni se mantiene en niveles muy altos en comparación con sus homólogos". De hecho, apuntan que en cuanto a los gastos, la italiana "ha sido capaz de obtener una mayor cantidad de recursos por dólar gastado".
Morgan Stanley dice que "los esfuerzos de exploración más selectivos, junto con un esfuerzo activo de mejora de la cartera por parte de las grandes petroleras europeas, condujeron naturalmente a una reducción de los índices de vida de las reservas en los últimos años". Una tendencia que se ha visto agravada por el hecho de que algunas de estas empresas tenían inversiones bastante importantes en Rusia, que ya no constituyen activos básicos para el grupo." A la luz del reciente giro estratégico hacia una producción más ascendente durante más tiempo, la atención vuelve a centrarse en los esfuerzos de exploración como forma de mantener curvas de producción más elevadas a largo plazo", concluyen.
