El retraso significativo de la OPEP y los otros países productores de petróleo, incluida Rusia, para acordar un importante recorte en la producción de petróleo con el fin de estabilizar el mercado mundial, junto con el grave impacto económico de la pandemia de coronavirus, ha llevado a una fuerte caída en precios del crudo de alrededor del 50% desde principios de marzo.
El acuerdo histórico alcanzado el 10 de abril para reducir la producción mundial en 9,7 millones de barriles / día fue suficiente para mantener la tendencia a la baja de los precios mundiales del petróleo, aunque no lo suficiente como para crear expectativas de una recuperación sostenible. De hecho, con el anuncio del acuerdo, el precio cayó en $ 3.0 / barril. Dado que la pandemia tiene un largo camino por recorrer hasta que retroceda, es probable que la tendencia a la baja en los precios del petróleo continúe durante un período prolongado de tiempo con enormes repercusiones tanto en la fase inicial como en las exportaciones y la comercialización de productos derivados del petróleo en todo el mundo. .
Como señalan expertos experimentados en energía, la situación en términos de demanda global es completamente negativa y muy volátil, tanto que nadie puede decir con certeza cuál es la diferencia entre la oferta y la demanda.
Las primeras "campanas" golpearon el mercado energético mundial. La compañía estadounid ense de petróleo de esquisto bituminoso Whiting Petroleum es la primera en presentar un reclamo bajo el Artículo 11 de la Ley de Liquidación de los Estados Unidos. Whiting Petroleum fue el mayor productor de petróleo de esquisto bituminoso en el área de Bakken en Dakota del Norte y vio que su capital se redujo a $ 61.5 millones de $ 15 mil millones en 2011. Las consultoras globales habían pronosticado que las empresas estadounidenses medianas de esquisto bituminoso serían las primeras en golpeado por la crisis. Las acciones de BP cayeron un 3,7% luego de que la compañía anunciara que los resultados del primer trimestre se verían afectados por la débil demanda y los bajos precios del petróleo.
BP espera una reducción de $ 1 mil millones para ese período.
En lo que respecta al sudeste de Europa, el impacto es bastante visible en los mercados locales de energía, con reducciones rápidas en el consumo de petróleo y gas y la caída de los precios en combinación con las suaves condiciones invernales de este año. Queda por ver cuánto tiempo les tomará a los países del sudeste de Europa volver a sus condiciones económicas, financieras y de desarrollo previas a la pandemia y cómo el coronavirus afectará los mercados energéticos regionales tanto a corto como a largo plazo.
El principal evento energético, que se espera en el sudeste de Europa e Italia este año, es la inauguración y apertura de la tubería TAP; parte del corredor de gas del sur de la UE. El 25 de marzo, el CEO del consorcio TAP para Italia anunció que la construcción de la sección italiana de la tubería está en su fase final, ya que las tuberías han sido recibidas y su instalación comenzará de inmediato. La construcción en Grecia y Albania ya se ha completado y los primeros 10 bcm del campo Shah Deniz comenzarán a transportarse al sudeste de Europa a finales de 2020 y principios de 2021.
Al mismo tiempo, también se está construyendo el primer interconector TAP en el sudeste de Europa, IGB-Interconnector Greece-Bulgaria. El 24 de marzo, las primeras tuberías llegaron al puerto de Alexandroupolis, que se instalará en la sección griega de la tubería. Socar y Bulgargaz han firmado hace mucho tiempo un contrato de suministro de $ 2 bcm de Shah Deniz para la operación del IGB, con la posibilidad de actualizar a 5 bcm / a en una segunda etapa.
El gran problema tiene que ver con la Fase 2 del Southern Gas Corridor, que prevé la mejora de la capacidad de TAP de 10 a 20 bcm / a, así como la implementación de otras interconexiones en el sudeste de Europa, además de IGB, como Thessaloniki-Gevgelija, IBS-Interconnector Bulgaria-Serbia, IBR-Interconnector Bulgaria-Romania y IAP-Ionian Adriatic Pipeline.
La operación de todos estos interconectores requiere una mayor producción de gas de las reservas marinas de Azerbaiyán, aparte de Shah Deniz, que bajo estas condiciones económicas adversas no es probable que suceda. El liderazgo de Socar ya ha informado que los suministros de gas este año deberían reducirse, debido a los bajos precios del petróleo.
Al igual que en otras regiones productoras de petróleo del mundo, también en Azerbaiyán, se espera que la exploración y el desarrollo del campo disminuyan significativamente, especialmente en los campos marinos. En general, el desarrollo del campo en el Mar Caspio ha demostrado que los depósitos en alta mar se encuentran en formaciones geológicas difíciles, cuya exploración requiere tiempo, tecnología avanzada de perforación en alta mar y grandes esquemas de inversión, por lo que hasta ahora se han producido retrasos significativos en varios campos. La perforación en alta mar en alta mar, así como el desarrollo del campo bajo el régimen de Acuerdo de reparto de producción de PSA requieren precios de petróleo normales a altos, ciertamente superiores a $ 50-60 / barril, que no esperamos ver en el corto plazo.
Además de Shah Deniz, los otros dos depósitos principales, que supuestamente abastecerán de gas natural a la segunda fase del Corredor de Gas del Sur, es el Absheron, con un estimado de 350 bcm y 45 millones de toneladas de gas natural condensado y Shafag. -Asiman, con un estimado de 500 bcm en su lugar y 65 millones de toneladas de gas condensado.
Con respecto a Absheron, la compañía operadora Total ha anunciado que ha perforado con éxito el pozo más profundo y que la primera producción de gas de Absheron está programada para 2021. En lo que respecta a Shafag-Asiman, BP ha anunciado que llevará a cabo cuatro perforaciones dentro de 2020, con una financiación total de $ 28 mil millones para exploración general y desarrollo de campo en Azerbaiyán. Tanto BP como Socar han depositado sus esperanzas en desarrollar este depósito, sin embargo, es necesario realizar perforaciones reales para determinar si habrá un descubrimiento de gas real o no. El desarrollo de Shafag-Asiman ya se ha retrasado significativamente. BP en los últimos años ha puesto el peso en el desarrollo de Shah Deniz, y con razón, para garantizar la primera fase de la operación del Corredor de Gas del Sur. Para la Fase 2, se espera que los volúmenes requeridos provengan de Shafag-Asiman. Después de Shah Deniz, el nuevo campo insignia de Azerbaiyán para la próxima década será Shafag-Asiman.
Todo esto fue, por supuesto, antes de la crisis. Ahora todo parece estar cambiando, debido a los persistentes bajos precios del petróleo, los importantes recortes presupuestarios de BP y la aparente disminución de las exportaciones de gas de Bakú para satisfacer la demanda interna en primer lugar. Dados todos estos factores en conjunto, no deberíamos esperar un aumento en la capacidad de producción y exportación de gas de Azerbaiyán, y como resultado, no se enviarán volúmenes adicionales a Europa. Mientras la producción en el Mar Caspio retroceda, la construcción y operación de todos estos interconectores en el sudeste de Europa estarán en duda en el futuro previsible, IGB excluyó de esta disposición, ya que los volúmenes de gas ya están asegurados.
En el improbable escenario de que se encuentren cantidades adicionales de gas natural [no se espera que Turkmenistán obtenga gas para el Corredor de Gas del Sur en el corto plazo], la solución fácil y obvia para salvar la Fase 2 del Corredor es el gas ruso. El tema ha estado en discusión durante al menos dos años, desde 2018, entre Moscú y Bakú, con pleno conocimiento de Bruselas, ya que hubo retrasos significativos en el desarrollo de los otros campos del Caspio, y todas las partes están en busca de un fórmula conveniente para inyectar gas de GAZPROM, con el fin de "salvar" la segunda fase del Corredor de Gas del Sur. Desde un punto de vista legal, esta solución es legal, ya que la Fase 2 no incluye la cláusula de exención de terceros, lo que permite inyectar gas de cualquier fuente de suministro, y no solo del Caspio, en el Corredor.
Si eso sucede, queda claro que la política de diversificación energética de la UE es nula, ya que no se cumplirá el objetivo principal de diversificar los suministros de gas de Rusia y reducir los volúmenes de gas ruso en el mercado europeo. Por el momento, todo es fluido y dependerá del curso de la pandemia y la tendencia futura de los precios del petróleo. En cualquier caso, estamos experimentando una doble crisis sin precedentes de la que ningún país y ninguna economía no se verán afectados. Tampoco lo harán los grandes proyectos de infraestructura energética.