Financial risk associated with energy transactions. The Alberta Chapter
- Autores: Bolívar Fernando Prado Verduga
- Directores de la Tesis: Manuel Peinado Lorca (dir. tes.), Sergio David González Egido (codir. tes.)
- Lectura: En la Universidad de Alcalá ( España ) en 2023
- Idioma: español
- Tribunal Calificador de la Tesis: María Teresa del Val Núñez (presid.), José Manuel Estévez-Saá (secret.), Antonio Turiel (voc.)
- Programa de doctorado: Programa de Doctorado en Estudios Norteamericanos por la Universidad de Alcalá
- Materias:
- Enlaces
- Resumen
- español
En Alberta existe una creciente preocupación por el gran número de pozos de gas y de petróleo que no han sido desmantelados, sellados y abandonados de manera definitiva. Hasta el 1 de marzo del 2022, existían en la provincia más de 459,000 pozos de gas y de petróleo distribuidos a lo largo y ancho de su territorio. A finales del 2017, se contabilizaban aproximadamente 167,000 pozos inactivos o en estado de suspensión (90,000 pozos inactivos y 77,000 pozos abandonados), pozos inactivos sin capacidad de producción y que tampoco han sido, desmantelados, abandonados y restaurados ambientalmente. Muchos de estos pozos han estado inactivos por más de 25 años.
La agencia provincial de regulación - Alberta Energy Resources (AER) estima que más de 16,000 pozos inactivos no han producido gas o petróleo en los últimos 10 años, pero tampoco su infraestructura ha sido desmantelada de manera permanente bajo el supuesto de que estos pozos inactivos se reactivarán algún día. Según la AER, muchos de estos pozos parecen tener poco valor económico y pueden representar un riesgo creciente para el público y el medio ambiente.
En base a información proporcionada por la AER, la agencia de regulación provincial estima que más de la mitad de los pozos identificados como inactivos representan un riesgo y responsabilidad financiera. Un pozo que ya no produce y que no ha sido desmantelado y abandonado adecuadamente posee un potencial peligro para el público por el gas liberado y por las posibles explosiones que podrían producirse debido a fugas de gas y otras substancias no controladas. Además, pueden constituir un serio riesgo para el medio ambiente local como fuente potencial de contaminación del suelo y de las aguas subterráneas, y ser origen de contaminación atmosférica debido a la fuga de gases de tipo invernadero. Adicionalmente estos pozos inactivos podrían imponer un alto riesgo financiero para las operadoras y empresas de gas y de petróleo al convertirse en escenarios de cuantiosos gastos debido a los elevados costos relacionados con el manejo de pasivos ambientales que podrían ser atípicos y estar subvalorados.
Las compañías de gas y de petróleo (G & P) interesadas en adquirir pozos inactivos o en estado de suspensión deben estar conscientes de que, independientemente de las oportunidades de repotencialización donde una empresa persigue convertir un pasivo en un activo, la mayoría de estos pozos inactivos están sujetos a obligaciones de retiro de activos (ORA) que comprenden costos relacionados con el cierre, desmantelamiento, abandono, remediación y restauración final ambiental. En base a encuestas realizadas a profesionales del medio ambiente, los costos relacionados con el desmantelamiento, abandono incluyendo su taponamiento y sellado, así como también los gastos de remediación y restauración ambiental del sitio podrían costar entre $50,000 CAN y millones de dólares.
Uno de los factores más críticos que podrían impedir una posible transacción energética, fusión y/o adquisición empresarial (M & A) es el riesgo relacionado con la adquisición de pasivos ambientales desconocidos o no identificados. Es extremadamente importante y crítico para las empresas de G & P envueltas en la adquisición y/o transferencia de bienes energéticos determinar y comprender de manera oportuna el potencial riesgo financiero que podría representar la adquisición de pasivos ambientales no conocidos.
Esta tesis propone el desarrollo de una metodología sistemática, diseñada para evaluar datos e información ambiental especifica, con el objetivo de identificar y valorar pasivos ambientales atípicos y extraordinarios, relacionados con una posible transacción energética de bienes petroleros pertenecientes a los sectores de exploración y producción en la Provincia de Alberta.
- English
In Alberta there is a growing concern about the large number of abandoned and not reclaimed wells. Current to March 1, 2022, there were over 459,000 oil and gas wells scattered across Alberta. At the end of 2017, there were approximately 167,000 wells inactive or shut in (90,000 inactive wells and 77,000 abandoned wells), neither producing nor permanently abandoned. Many of these wells had been inactive for more than 25 years.
The Alberta Energy Resources (AER) estimates that over 16,000 inactive wells have not produced any oil or gas in the last 10 years, but they also have not been permanently decommissioned under the claim that they will be reactivated someday. According to the AER, many of these wells appear to have little economic value and may pose an increasing risk to the public and the environment.
Based on the AER data more than half oil and gas wells identified as inactive are a liability, as these inactive wells are no longer producing and not yet cleaned up. A well that is no longer producing but hasn’t been properly abandoned poses a risk to the public from released gas and explosions, risk to the local environment as a potential source for soil and groundwater contamination, leak of greenhouse gasses, as well as it could impose a financial risk to oil and gas operators due to higher cost-scenario associated with expensive cleanup costs and management of atypical or underestimated environmental liabilities.
Oil and gas companies (O&G) companies interested in acquiring inactive wells should be aware that regardless of the recompletion opportunities of inactive wells where a company pursues to turn a liability into an asset, most inactive wells carry an asset retirement obligation (ARO) equal to the total abandonment and reclamation cost. Based on surveys completed by environmental practitioners, inactive wells could cost anywhere from $50,000 CAN to millions of dollars to plug, abandon and reclaim.
One of the most critical factors that can quickly prevent a potential energy transaction, merger & acquisition (M&A) is the risk associated with acquiring or inheriting unknown costly environmental liabilities. It is extremely important and critical for upstream O&G companies engaged in mergers, asset acquisitions and/or property transfers to identify and understand the potential high risk of encountering unrecognized environmental liabilities.
This thesis proposes the development of a systematic methodology to evaluate specific environmental data for the purposes of identifying and valuating significant atypical environmental liabilities associated with a potential energy transaction of upstream O&G assets in the Province of Alberta.
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