Por qué el campo petrolero sin explotar más grande de África aún no ha fluido
El Proyecto Venus de TotalEnergies en la cuenca naranja de Namibia es el tipo de descubrimiento que hace que los ojos de los ejecutivos de petróleo se iluminen y los gobiernos sueñen con ganancias inesperadas. El descubrimiento, realizado en febrero de 2022, fue inmediatamente reconocido como uno de los más grandes del continente africano en décadas, con un estimado de 1,500 millones de barriles de crudo ligero a 45 grados API y 4.8 TCF de gas natural. Las expectativas son altas: la producción máxima se proyecta en alrededor de 150,000 barriles por día y el campo podría permanecer productivo durante 30-40 años. La estructura de propiedad refleja una combinación de capital global y participación local, y las energía total tienen un 45.25%, QatarEnergy 35.25%, la compañía estatal de petróleo de Namibia Namcor 10%e impacto de impacto con sede en el Reino Unido 9.5%. Para Namibia, que no tenía una producción de petróleo a gran escala previa, Venus representa un punto de inflexión masivo. Para 2030, podría aumentar el PIB del país hasta en un 20%.
Sin embargo, la promesa de Venus es inseparable de sus desafíos. El campo está situado en agua ultra profunda, 3.000 metros debajo de la superficie y 300 kilómetros de la costa. Esto solo lo coloca entre los proyectos en alta mar técnicamente más exigentes del mundo. El gas asociado agrega otra capa de complejidad, convirtiéndose en un punto importante de desacuerdo que detiene el proceso de negociación. Namibia quiere que la producción de gas de Venus se envíe en tierra para impulsar la generación de energía en todo el país, mientras que el concepto de desarrollo de TotalGies es reinyectar el gas en el depósito para mantener la presión, dada la baja permeabilidad de las rocas. Para Windhoek, se trata de más que energía: se trata de asegurar los ingresos a largo plazo y establecer una base para la generación de energía nacional. Para TotalGies, aumenta los costos y los riesgos en un proyecto que ya está al borde de la viabilidad comercial.
RELACIONADO: La refinería rusa llega a Spark Diesel Rush, Funds Load Up Up
TotalEnergies ya ha ajustado su perfil de producción para reflejar las realidades de Namibia. Inicialmente, la compañía propuso una estrategia de desarrollo más agresiva con una producción máxima de 200,000 barriles por día, pero desde entonces ha revisado esa cifra a 150,000 b/d. Es probable que esta reevaluación esté vinculada a la estrategia más amplia de la compañía de priorizar el valor sobre el volumen, con el objetivo de mantener la meseta de producción durante siete a ocho años en lugar de obtener ganancias tempranas rápidas (ver gráfico). También refleja una comprensión del contexto estratégico: después de la retirada de Shell, TotalEnergies es efectivamente el único operador importante que queda en Namibia. Cualquier infraestructura futura, ya sea una posible terminal de GNL en la costa, tuberías u otras instalaciones, caerá en gran medida sobre sus hombros. Por lo tanto, extender la vida útil de la producción ayuda a garantizar que tales inversiones intensivas en capital puedan generar rendimientos durante un período más largo.
Esta tensión define las negociaciones ahora en curso. El nuevo presidente de Namibia, Netumbo Nandi-Ndaitwah, ha puesto el problema directamente bajo su control, creando una unidad de petróleo en la presidencia para supervisar las conversaciones. La preocupación es clara: el país no quiere replicar la experiencia de Guyana, donde el contrato de producción de producción de ExxonMobil en 1999 dejó al gobierno con una tasa de regalías de solo el 2%, un acuerdo que ejemplifica las desventajas de los productores de petróleo nacientes que buscaban atraer a las especialidades occidentales para desarrollar sus recursos prospectivos. Namibia está decidido a evitar lo que considera un precedente alarmante, y TotalGies se enfrenta a una contraparte menos agradable en la tabla de negociación. El CEO Patrick Pouyanné ha dicho que el objetivo 2029 para el primer petróleo solo se puede cumplir si se llega a fines de este año una decisión de inversión final. Con negociaciones aún sin resolver, ese horario ya parece difícil de lograr.
Project Economics es otra fuente de debate. TotalEnergies ha indicado un precio de equilibrio de $ 20 por barril, pero esto parece más una táctica de negociación que una evaluación de costos realista. Los proyectos de aguas profundas comparables tenden principalmente alrededor de $ 35 por barril. Las operaciones de ExxonMobil en Guyana, a profundidades de agua de alrededor de 1,700 metros, y los campos de prealtre brasileños de Petrobras, alrededor de 2,000 metros, ilustran esta regla. Venus, a profundidades de agua que superan los 3.000 metros (y la profundidad total de 6,300 metros) también ejerce una alta relación gas / aceite, lo que hace que su desarrollo sea aún más difícil. Sin datos precisos sobre el contenido de gas del depósito productivo de Venus, es difícil diseñar la capacidad de reinyección y procesamiento, lo que hace que las proyecciones de costos sean inciertas. Los analistas advierten que si el gas resulta más abundante de lo esperado, la reinyección podría reducir significativamente los rendimientos netos.
El ejemplo de advertencia de shell demuestra estos riesgos. A principios de 2025, Shell anunció una reducción de $ 400 millones en su licencia PEL 39 Offshore Namibia, renunciando a sus perspectivas de Jonker, Graff y Enigma. El Mayor de Energía con sede en Londres concluyó que la mala calidad del depósito y el alto contenido de gas hicieron que los hallazgos sean subcomerciales. La salida de Shell ilustra que no todos los descubrimientos en la cuenca naranja se pueden desarrollar a escala, y Venus, a pesar de su gran promesa, no es inmune a las mismas limitaciones geológicas y económicas.
Aun así, Namibia se está posicionando como un nuevo centro de energía. Más allá del petróleo, el gobierno ha avanzado un proyecto de hidrógeno verde de $ 10 mil millones con inversores alemanes, debido a comenzar la producción en 2027–28. El pivote concurrente de la nación africana en las energías no fósiles destaca su estrategia de diversificación, con Venus como el ancla pero no el único pilar.
Para las energía total, Venus refleja tanto la escala como los riesgos de su estrategia africana. África ahora representa la mitad de la producción operada de la Compañía y comete la mayor parte de su presupuesto de exploración. Los objetivos de crecimiento se centran en el GNL y el aceite en alta mar en Namibia, Angolay Gabón. Pero el proyecto Namibian ilustra las incertidumbres que vienen con la exploración fronteriza. La retirada de la compañía de Sudáfrica en 2025, después de que su licencia en alta mar frente a la costa del Cabo se rescindió en medio de desafíos políticos y ambientales, demuestra cuán frágiles (y erráticas) las condiciones operativas pueden ser en la región.
Geopolitics agrega otra dimensión. China ya se ha establecido como el mayor inversor extranjero de Namibia en minería de uranio y es activo en energías renovables e infraestructura. La Cámara de Energía Africana recientemente abrió una oficina de Shanghai para facilitar la participación china en proyectos de energía, señalando un eje deliberado para la totalidad del continente. Para las energía total, esto introduce un riesgo estratégico: los retrasos y los desacuerdos con los respectivos gobiernos podrían dar a los competidores la oportunidad de expandir su huella, diluyendo la posición a largo plazo de la compañía francesa en África.
Por lo tanto, Venus es una oportunidad extraordinaria y una prueba profunda. En el papel, podría brindar un crecimiento considerable al flujo de efectivo de TotalGies para 2030 y redefinir la trayectoria económica de Namibia. En la práctica, el proyecto debe superar desafíos técnicos extremos, negociar términos fiscales que equilibren los rendimientos de los inversores con las expectativas nacionales y navegar por un entorno geopolítico cambiante. Si los acuerdos de gas, ingresos e infraestructura se pueden golpear pronto, Venus podría surgir como uno de los proyectos de petróleo definitorios de la década. Si no, corre el riesgo de convertirse en otro ejemplo de cómo las oportunidades de energía fronteriza, sin importar cuán vastas, puedan detenerse bajo el peso del costo, la política y la competencia.
Por Natalia Katona para OilPrice.com
Más lecturas de Top de OilPrice.com
