La propuesta de la Administración de Biden de aplicar nuevas restricciones al arrendamiento, la concesión de permisos y la perforación en proyectos de petróleo y gas ubicados en tierras y aguas federales de Estados Unidos tiene gran alcance, pero sigue careciendo de detalles esenciales. Además, las medidas tienen que definirse concretamente antes de que se pueda llevar a cabo una evaluación completa de los riesgos, según afirmó el 29 de enero el consejero delegado de Chevron.
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RegistroAunque la empresa cuenta con una gran planta en la cuenca Pérmica, sus operaciones en el golfo de México son las que se enfrentan a los mayores riesgos, según declaró el directivo, Mike Wirth, en la conferencia telefónica de la empresa sobre ingresos del cuarto trimestre.
La Administración emitió el 27 de enero mediante una orden ejecutiva una moratoria sobre las nuevas concesiones de petróleo y gas en tierras y aguas federales. Un día más tarde, canceló las ventas de concesiones federales a operaciones en el golfo de México con carácter indefinido. Según las previsiones generales, estas medidas afectarán a la producción de Estados Unidos.
"La orden ejecutiva tiene un alcance muy amplio, pero le falta concreción", declara Wirth. "Nuestras operaciones están más centradas en terrenos privados que en terrenos federales, lo que nos proporciona cierta flexibilidad. Hablamos de una región que tiene un gran atractivo para incrementar nuestras inversiones, y contamos con la capacidad para hacerlo".
Pocas concesiones en terrenos federales
Wirth informa de que, de la superficie que Chevron tiene en la cuenca Pérmica, menos de un 10% está ubicada en terrenos públicos.
Según Wirth, la Administración ya ha dado "señales generales" de que las concesiones existentes no corren peligro.
"Y es de suponer que los permisos asociados a estas concesiones probablemente también lleguen a buen puerto, pero a este respecto hay dudas que tendremos que solucionar", explica el directivo. "Creo que no nos queda más remedio que ver cómo se desarrolla la situación. Creo que acabaremos encontrando cómo salir bien parados, pero aún es pronto para saberlo".
El directivo considera que, visto que los responsables de la nueva Administración presentan propuestas que buscan modificar políticas de concesiones de tierras que se aprobaron hace décadas y casi 70 años de subastas de yacimientos marítimos, sus declaraciones públicas hacen pensar que los detalles se concretarán durante las próximas semanas y meses.
En función de lo que decida la Administración, Chevron tiene "opciones" en otros países. La cartera de proyectos de la empresa en todo el mundo incluye GNL en Australia y mejoras de proyectos en Kazajistán y en Oriente Próximo.
"Si las condiciones en Estados Unidos se complican tanto que acaban por disuadirnos de invertir, hay otros lugares a los que podemos llevarnos nuestros dólares", considera Wirth.
En el golfo de Estados Unidos, Chevron cuenta con varias plataformas de producción de gran tamaño, entre las que se cuentan los yacimientos Tahiti, St. Jack/Malo y Big Foot. Además, está explotando el yacimiento en aguas profundas Anchor, que se descubrió en 2015 con un coste inicial de 5.700 millones de dólares y que se espera comience a producir en 2024. La empresa también tiene varios proyectos de exploración en los que está considerando comenzar a perforar. Además, también tiene al menos un yacimiento sin explotar, Ballymore, que se descubrió en 2018.
Chevron suele ser uno de los mayores participantes en las ventas de concesiones que el Gobierno federal realiza en el golfo de Estados Unidos dos veces al año. Habitualmente, la empresa es una de las estrellas en términos del número de bloques por los que puja, así como las cantidades que ofrece por cada uno de ellos.
Mejor postor de 10 bloques
Por ejemplo, Chevron fue el mejor postor de diez bloques en la venta más reciente realizada en el golfo de Estados Unidos, que se realizó en noviembre, con ofertas por un valor total de 17 millones de dólares. Esto supone que la empresa fue el cuarto mayor postor en términos tanto de volumen como de valor en dólares.
Los bloques estaban ubicados todos en aguas profundas e incluyen el área Viosca Knoll, frente a las costas de Misisipi, y las áreas de Mississippi Canyon and Green Canyon, frente a la costa este de Luisiana.
En el cuarto trimestre, Chevron produjo 3,28 millones de bepd, un 6,5% más que los 3,08 millones de bepd del mismo periodo de 2019. Los líquidos representaron 1,98 millones de barriles diarios o un 60% de los volúmenes totales, incluidos 880.000 barriles diarios, o casi un 45% de Estados Unidos.
El gas natural producido alcanzó una media de 7,796 MMMpcd, de los que 5,904 MMMpcd o más de un 75% provinieron de arenas internacionales.
El aumento de la producción de Chevron en el cuarto trimestre guardó relación en gran medida con la adquisición de todas las acciones de la independiente estadounidense Noble Energy, valorada en 5.000 millones de dólares, que se cerró en octubre.
La empresa informó de que tiene intención de incrementar su producción un 3% este año, frente al crecimiento de menos del 1% interanual visto en 2020, cuando la producción alcanzó una media de 3,08 millones de bepd.
Chevron ha confirmado un presupuesto de inversiones de 14.000 millones de dólares para 2021, frente a los 13.500 millones de dólares de gasto real del año pasado, que no incluyen la adquisición de Noble. En 2019, la empresa invirtió 21.000 millones de dólares.
En torno a un 81% de la inversión total en activos fijos de Chevron en 2020 se destinó a operaciones de producción.