Ameryka Południowa może uwolnić 2,1 mln b/d ropy przy cenie powyżej $100

Utrzymująca się cena ropy na poziomie $100 za baryłkę mogłaby sprowokować znaczący wzrost podaży ropy w Ameryce Południowej, potencjalnie uwalniając do 2,1 miliona baryłek dziennie (bpd) dodatkowej produkcji do połowy lat 30. XXI wieku, wynika z analizy Rystad Energy.

Efektywne zamknięcie Cieśniny Ormuz wymusiło znaczącą korektę w górę średniej prognozy ceny ropy na 2026 rok firmy Rystad, która wzrosła ze 60 USD za baryłkę Brent w styczniu do 89 USD za baryłkę we wtorek. 

Wynik ten podkreśla zasadniczy wkład węglowodorów w finanse publiczne w całej Ameryce Południowej, od Brasilia po Caracas. Przy obecnych poziomach produkcji przewiduje się, że wzrost ceny zwiększy wpływy rządowe w regionie o około 43 mld USD w tym roku w porównaniu z naszym pierwotnym scenariuszem bazowym, wskazała analiza. 

Brazylijska Petrobras ma być głównym beneficjentem w regionie, a jej przychody mają wzrosnąć o 13,1 mld USD przy obecnej prognozie 89 USD za baryłkę, w porównaniu z bazą z stycznia wynoszącą 60 USD za baryłkę, podała Rystad Energy.

„Konflikt na Bliskim Wschodzie spowodował nie tylko wzrost cen ropy — ujawnił także, jak niebezpiecznie skoncentrowane są globalne łańcuchy dostaw wokół Cieśniny Ormuz. Ameryka Południowa jest teraz postrzegana jako najważniejsze źródło dodatkowej podaży” — powiedziała Radhika Bansal, starszy wiceprezes ds. badań nad ropą i gazem w Rystad Energy. 

Ośrodki offshore napędzają natychmiastowy wzrost podaży

Projekty offshore w Brazylii, Gujanie i Surinamie oferują natychmiastowy potencjał wzrostu, mogąc dodać ponad 1 milion baryłek ekwiwalentu ropy dziennie (boepd) produkcji w ciągu następnej dekady, wspierane przez około 33 mld USD nakładów inwestycyjnych typu greenfield do 2035 roku, podała analiza.

Projekt Yellowtail firmy ExxonMobil w Gujanie, który ruszył ze średnią produkcją 250 000 bpd, celuje w osiągnięcie do 300 000 bpd. Rystad sugeruje, że podobne prace eliminujące wąskie gardła mogłyby dodać kolejne 80 000–90 000 bpd na polach Hammerhead, Jaguar i Errea Wittu. 

Rystad podkreśla jednak, że największy potencjał wzrostu produkcji leży w przyspieszeniu decyzji inwestycyjnych (FID) dla nowych projektów, a nie w rozbudowie istniejących aktywów.

„Niemniej jednak ograniczona pojemność stoczni dla nowych jednostek typu FPSO pozostaje czynnikiem wiążącym” — podała agencja wywiadu energetycznego z Norwegii. 

Warunkowy potencjał wzrostu produkcji Wenezueli

Wenezuela ponownie pojawia się w globalnej dyskusji o podaży poza trzema głównymi ośrodkami. Ma to związek z zatrzymaniem prezydenta Nicolása Maduro w styczniu oraz zmniejszeniem dostępnej podaży średnio‑ciężkiej, kwaśnej ropy z Bliskiego Wschodu.

Jeśli cena ropy ponownie osiągnie $100 za baryłkę, Rystad Energy prognozuje, że Wenezuela mogłaby zwiększyć produkcję o 910 000 bpd do 2035 r. 

Co istotne, 57% tego wzrostu ma pochodzić z istniejących pól we wschodnich i zachodnich prowincjach, gdzie koszty operacyjne dla ropy średniej są szczególnie niskie — zaledwie 7–8 USD za baryłkę.

Mimo że jej dyrektor generalny nazywał Wenezuelę „nieinwestowalną” w styczniu, ExxonMobil wysłał zespoły do zbadania możliwości. Shell także podpisał wczesne porozumienia z PDVSA na początku marca dotyczące gazu offshore i eksploracji onshore. 

Wszystkie plany zależą od złagodzenia sankcji i reformy fiskalnej.

Pewność inwestorów, wzmocniona udziałem dużych firm takich jak Chevron, Eni, Repsol i Shell, może doprowadzić do znacznie wyższego potencjału, jeśli dołączą kolejne podmioty. 

Dodatkowy potencjał produkcyjny zostałby dodatkowo uwolniony poprzez zwiększone zaangażowanie w niedostatecznie rozwiniętych polach, zwłaszcza w ramach partnerstw z PDVSA.

Najważniejszy motor wzrostu Argentyny

Vaca Muerta to największa historia wzrostu Argentyny. Produkcja ropy ma wzrosnąć z 600 000 bpd do 1 mln bpd do 2030 r. i do 1,5 mln bpd do 2035 r. (przy standardowym stripie cenowym). W scenariuszu wysokim na poziomie 1,8 mln bpd ograniczającym czynnikiem byłby rurociąg VMOS, podał Rystad.

Przewiduje się, że regularne wysyłki ropy do Chin rozpoczną się w 2027 r., co uczyni Chiny głównym rynkiem eksportowym.

„Tempo wzrostu w całej Ameryce Południowej będzie zależeć mniej od dostępności zasobów czy ekonomiki, a bardziej od zdolności realizacyjnych, ograniczeń łańcucha dostaw oraz ogólnego otoczenia inwestycyjnego” — powiedziała Bansal.