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Guyana sigue consolidándose como uno de los destinos más atractivos de la industria petrolera mundial. El país sudamericano acaba de recibir la confirmación de una inversión de 6.8 mil millones de dólares  para el desarrollo del proyecto Hammerhead , que se convertirá en el séptimo gran plan de producción en su prolífico bloque offshore Stabroek, informó Reuters. El anuncio marca un paso clave hacia el objetivo de alcanzar 1.7 millones de barriles equivalentes de petróleo por día hacia 2030 , cifra que transformaría por completo la capacidad productiva de Guyana en el escenario global. Según informó el Ministerio de Recursos Naturales del país, la primera producción de crudo  está programada para el segundo trimestre de 2029 , lo que permitirá sumar más barriles a la ya creciente plataforma energética del país. El proyecto utilizará una unidad flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO)  con capacidad de producir alrededor de 150,000 barriles diarios . Esta tecnología ha sido clave en desarrollos offshore de gran escala, pues permite extraer, procesar y almacenar crudo en altamar antes de ser transferido a buques tanque. Un punto adicional de relevancia es el aprovechamiento del gas asociado  al proyecto. En lugar de desperdiciarlo, será canalizado a una red de gasoductos que alimentará un proyecto de conversión de gas a energía , con el fin de fortalecer la generación eléctrica en Guyana. Este paso representa un avance hacia el uso más eficiente de los recursos y una reducción en la quema de gas. Hammerhead se suma a los proyectos Uaru  y Whiptail , actualmente en construcción y que tienen previsto iniciar producción en 2026 y 2027, respectivamente. Con estos desarrollos en línea, Guyana está construyendo una base sólida que lo posiciona como uno de los nuevos gigantes del sector energético global. Guyana impulsa inversión millonaria en nuevo desarrollo Un vistazo a la historia petrolera de Guyana La historia de Guyana en materia petrolera es relativamente reciente, pero impactante. Durante décadas, el país dependió de la minería, la agricultura y la pesca como pilares de su economía. Fue hasta el descubrimiento del bloque Stabroek en 2015  cuando todo cambió: un hallazgo que reveló enormes reservas de crudo en aguas profundas. A partir de ese momento, Guyana pasó de ser un país con ingresos modestos a convertirse en la economía de más rápido crecimiento en el mundo , impulsada por la producción petrolera. Cada nuevo desarrollo, como Hammerhead, consolida su transformación de nación agrícola a potencia energética, en un proceso que está captando la atención de gobiernos, inversionistas y analistas de todo el planeta.

Un hito para Santos Australia ha dado un nuevo paso en su trayectoria gasística con el anuncio de que Santos, una de las principales compañías energéticas independientes del país, ha entregado la primera producción de gas del campo Barossa. Ubicado frente a las costas del Territorio del Norte, el proyecto representa una inversión de aproximadamente 4.600 millones de dólares y servirá como reemplazo clave del yacimiento Bayu-Undan, ahora agotado, según publicó Argus . La puesta en marcha se caracteriza por la disponibilidad del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO) BW Opal, que se conectó al proyecto Barossa hace apenas tres meses. Su rápida entrada en operación subraya la urgencia de mantener las exportaciones de GNL desde el norte de Australia. Pozos de alto rendimiento Santos perforó seis pozos para el proyecto, cada uno de los cuales se espera que produzca alrededor de 300 millones de pies cúbicos por día (equivalente a 3.100 millones de m³ anuales). Esta excepcional capacidad de flujo proporciona materia prima para la terminal de GNL de Darwin, que procesa 3,7 millones de toneladas al año. Con el cierre de la producción de Bayu-Undan en 2023, Barossa se prepara para asegurar la continuidad de esta infraestructura crítica de GNL. Luz verde regulatoria La Autoridad de Protección Ambiental del Territorio del Norte ha aprobado una nueva licencia para la planta de GNL de Darwin, con vigencia a partir del 19 de septiembre. Esta aprobación significa que las exportaciones de GNL pueden reanudarse con el gas de Barossa, brindando seguridad a los compradores y reforzando el papel de Darwin como centro neurálgico en las cadenas globales de suministro de gas. Propiedad y dinámica del mercado El proyecto de Barossa es operado por Santos, que posee una participación del 50%. Entre los socios se encuentran SK E&S de Corea del Sur (37,5%) y Jera de Japón (12,5%), lo que refleja el fuerte interés asiático en el suministro de gas a largo plazo desde Australia. Esta colaboración regional subraya cómo el GNL sigue siendo un pilar fundamental para la seguridad energética de Asia-Pacífico. No todo ha sido viento en popa: el proyecto se vio obligado a suspenderse temporalmente debido a litigios, lo que elevó los costos en casi 300 millones de dólares. Sin embargo, el desarrollo se reanudó tras la desestimación del caso en 2024. Más recientemente, los titulares internacionales destacaron la retirada de Adnoc de una oferta pública de adquisición de 19.000 millones de dólares por Santos, un recordatorio de los cambios de estrategia de las compañías petroleras nacionales en el sector del GNL. Importancia estratégica Ubicado a unos 285 km al norte de Darwin, el yacimiento de Barossa representa más que un simple proyecto de gas. Garantiza la continuidad de las exportaciones australianas de GNL en un momento en que los mercados buscan un suministro fiable. Para los países importadores de Asia, el yacimiento garantiza un flujo constante de gas para satisfacer tanto la demanda industrial como la creciente presión para sustituir el carbón por alternativas con bajas emisiones de carbono. De cara al futuro La startup de Barossa ilustra cómo el GNL sigue siendo fundamental para equilibrar los sistemas energéticos mundiales. Mientras la industria debate el ritmo de la transición energética, proyectos como este ponen de relieve la continua demanda de gas en Asia y otros lugares. Para Australia, refuerza su papel como uno de los gigantes mundiales del GNL. Campo Barossa: Nueva fuente de suministro de GNL para Australia

Los campos de petróleo y gas naturalmente pierden producción con el tiempo, pero el ritmo de estas caídas se está acelerando.  Según un nuevo informe de la IEA,  esta tendencia tiene enormes implicaciones para los mercados, la inversión y la seguridad energética.  Sin inversión continua, el mundo podría perder cada año el equivalente a la producción combinada de Brasil y Noruega, lo que convierte a las tasas de declinación en un tema central para la industria. Por qué importa para empresas y gobiernos Para los operadores, comprender las tasas de declinación es vital.  Influye en las decisiones sobre desarrollar, mantener o abandonar campos, y en dónde asignar capital.  Para los gobiernos, estas tendencias impactan la seguridad energética, los regímenes fiscales, la adjudicación de nuevas exploraciones y las estrategias para equilibrar la producción interna con las importaciones. La magnitud del desafío Las tasas de declinación varían ampliamente según el tipo de recurso y la región.  Los gigantes terrestres en Medio Oriente pierden menos del 2% anual,  mientras que pequeños campos costa afuera en Europa caen más del 15% cada año .  Los campos de lutitas y tight oil declinan aún más rápido, con caídas de más del 35% en el primer año sin reinversión.  En 2010, detener la inversión upstream hubiera reducido la oferta de crudo en casi 4 millones de barriles diarios; hoy la cifra asciende a 5.5 millones. Las tasas de declinación del gas natural también aumentaron: de 180 bcm a 270 bcm por año. Necesidades de inversión y seguridad energética Casi el 90% de la inversión upstream en petróleo y gas ya se destina a compensar estas declinaciones, no a cubrir nueva demanda.  Mantener la producción actual hasta 2050 requeriría más de 45 millones de barriles diarios de petróleo y cerca de 2,000 bcm de gas de nuevos campos , una cantidad equivalente a la producción combinada de los tres principales productores del mundo.  Incluso con una demanda estable, los nuevos proyectos serán esenciales. Tecnología y transparencia como soluciones El informe destaca varias áreas de acción: Recuperación mejorada (EOR):  El uso de tecnologías basadas en CO₂ puede aumentar la producción mientras captura emisiones. Transparencia de datos:  Un mejor reporte sobre tasas de declinación y desempeño de yacimientos ayudaría a gobiernos y mercados a planear con más precisión. Fondos de desmantelamiento:  Planear el abandono de campos reduce riesgos ambientales. Gestión del agua:  Reciclar y disponer de forma responsable el agua producida es cada vez más crítico. Un futuro definido por riesgos de oferta El debate sobre el futuro del petróleo y el gas suele enfocarse en la demanda, pero la oferta es igualmente frágil.  El aumento en las tasas de declinación y la creciente dependencia de recursos complejos significan que las empresas deben esforzarse más solo para mantener estable la producción.  Con plazos de desarrollo que en promedio tardan 20 años desde la licencia hasta la primera producción, las decisiones que se tomen hoy moldearán durante décadas el equilibrio de los mercados, los precios y la seguridad energética. Impulso al petróleo y gas: la inversión clave hoy