Producția de petrol a Venezuelei ar putea atinge 1,8 milioane bpd până în 2030, conform Rystad Energy
Rystad Energy modelează producția de țiței venezuelean ajungând la 1,6 milioane bpd până în 2028 și 1,8 milioane bpd până în 2030, dacă capitalul, sondele și serviciile se vor scala. Chevron, Eni, Repsol, Shell și noi intrați precum GeoPark, Hunt Oil și NABEP extind operațiunile sub contracte revizuite, producția NABEP din Lacul Maracaibo crescând deja de la aproximativ 90.000 bpd la aproape 200.000 bpd. Venezuela avea doar două sonde active în august, mult sub cele aproximativ 50 de sonde necesare până în 2028 și ținta de 93 de sonde a Ministerului Hidrocarburilor.
Sectorul upstream de petrol al Venezuelei atrage cel mai larg grup de operatori internaționali și capital din ultimele decenii, cu companii majore consacrate extinzându-și amprentele și noi operatori intrând sub influența unor cadre contractuale revizuite. Dacă alocarea capitalului, disponibilitatea sondelor și serviciile din câmpurile petroliere se vor scala conform cerințelor, Rystad Energy estimează că producția de țiței venezuelean va ajunge la aproximativ 1,6 milioane de barili pe zi (bpd) până în 2028 și 1,8 milioane bpd până în 2030. Lista companiilor care caută activ să se extindă sau să opereze în Venezuela este cu adevărat diferită de orice am văzut în ultimii ani. Operatorii consacrați preiau roluri mai mari, iar nume noi intră pe piață. Un grup mai larg de operatori ar trebui să ajute la mobilizarea capitalului și a activității necesare pentru reconstrucția sondelor, a serviciilor din câmpurile petroliere și a infrastructurii pe întreg lanțul valoric.
Chevron a adăugat Carabobo-1 și Carabobo-2-Sur-A în portofoliul său și a anunțat investiții de peste 7 miliarde de dolari pe parcursul a cinci ani. Eni a preluat operarea exclusivă a Junin 5 în baza unui nou contract de participare la producție pe 25 de ani. Repsol a recăpătat controlul operațional la Petroquiriquire, iar Shell a revenit prin acorduri de redévolopment pentru Carito și Pirital. Noii intrați includ independentul regional GeoPark, Hunt Oil din Texas și independentul brazilian Fluxus Oil, Gas & Energy, în timp ce North American Blue Energy Partners (NABEP) și-a extins substanțial poziția existentă printr-un cadru care acoperă 17 zone de producție și dezvoltare.
Rystad Energy favorizează programele de investiții legate de operatori consacrați și active definite, în detrimentul ambițiilor mai mari care necesită capital extern substanțial. Cifra de 100 de miliarde de dolari a NABEP reprezintă o cerință de finanțare pe termen lung, nu capital angajat pe termen scurt, iar compania nu a dezvăluit o structură detaliată de finanțare. Constângerea mai strictă este operațională, Baker Hughes raportând doar două sonde active în Venezuela în august, față de o țintă a Ministerului Hidrocarburilor de aproximativ 93 de sonde până în 2028. Lanțul valoric al serviciilor din câmpurile petroliere începe să se reconstruiască, SLB având aproximativ 15 sonde poziționate în Venezuela care ar putea fi reactivate în decurs de un an. În general, Rystad estimează că activitatea ar trebui să ajungă la aproximativ 50 de sonde până în 2028 și aproape 80 până în 2030 pentru a susține calea de producție modelată. Un număr de oportunități nou identificate au fost asociate anterior cu operatori ruși și chinezi, iar o restructurare suplimentară a unor poziții moștenite rămâne posibilă pe măsură ce noul cadru contractual se dezvoltă.
Creșterea producției pe termen scurt va fi predominant determinată de proiectele "brownfield", cu barili incrementali proveniți din reabilitarea câmpurilor, reactivarea sondelor și forajul de umplere în portofoliul NABEP din Lacul Maracaibo, activele Chevron din Petropiar și Petroboscan, câmpul Eni din Corocoro și blocul GeoPark din Bare. Cele trei contracte de participare la producție ale NABEP au demonstrat deja ce pot oferi investițiile reînnoite: NABEP a început deja să schimbe această imagine prin implicarea sa în operațiunile Petrozamora, anterior legate de Rusia, din jurul Lacului Maracaibo - producția combinată din aceste active pare să fi crescut de la aproximativ 90.000 bpd la sfârșitul anului 2024 la aproape 200.000 bpd astăzi.
Tranziția către creșterea determinată de proiectele "greenfield" va urma în anii 2030, ancorată de Chevron's Ayacucho 8, Eni's Junin 5 și blocurile Orinoco nou acordate NABEP. În scenariul "upside" modelat de Rystad, această combinație ar putea crește producția de țiței venezuelean la aproximativ 2,58 milioane bpd până în 2035, volumele incrementale fiind aproape uniform împărțite între adăugări "brownfield" și "greenfield". Se pot înregistra câștiguri suplimentare pe măsură ce interesul investitorilor se extinde. Continental Resources a semnat un acord preliminar pentru Ayacucho 2, ExxonMobil este în discuții privind o posibilă revenire, TotalEnergies a semnat un Memorandum de Înțelegere cu PDVSA privind noi oportunități în hidrocarburi, iar un investitor legat de Turcia avansează cu investiții în câmpul productiv CEMA. Pe partea de servicii, Halliburton a semnat, de asemenea, acorduri cu Eneva și WESCA pentru a urmări oportunități de dezvoltare a petrolului și gazelor. Chiar și așa, ritmul va rămâne condiționat de alocarea efectivă a capitalului și de capacitatea Venezuelei de a reconstrui capacitatea de foraj, servicii și infrastructură.