El fracking pierde fuerza en USA, un dato geopolítico
Hora de revisar la geopolítica por el cambio en el fracking de USA. Nueva relación con USA aconsejan los datos pero Alberto Fernández tararea otra melodía.
El fin del auge está a la vista para las empresas de fracking de Estados Unidos. Menos de 3 años y medio después de que la revolución del esquisto / fracking convirtió a USA en el mayor productor de petróleo del mundo, las empresas de los yacimientos de hidrocarburos de Texas, Nuevo México y Dakota del Norte han explotado muchos de sus mejores pozos... que se irán agotando.
- Las grandes empresas de esquisto tienen que perforar cientos de pozos cada año solo para mantener la producción estable.
- Los pozos de esquisto producen muy bien al principio, pero su producción declina rápidamente.
The Wall Street Journal examinó información sobre inventarios de perforación de FLOW; Bernstein Research, AllianceBernstein LP; y la consultora Rystad Energy: todos señalaron límites similares en el inventario.
WSJ informó en 2019 que miles de pozos de esquisto extraían menos petróleo y gas de lo que habían pronosticado las empresas. Desde entonces, el inventario siguió reduciéndose.Opción 1: Los perforadores de esquisto más grandes mantienen su producción más o menos estable, tal como lo hicieron durante la pandemia, muchos podrían continuar perforando pozos rentables durante 1 o 2 décadas.
Opción 2: Las empresas aumentan su producción 30% anual (tasa de crecimiento anterior a la pandemia en la cuenca del Pérmico, el yacimiento petrolífero más grande de USA), se quedarían sin lugares de perforación 'top' en pocos años.
Las empresas de esquisto / shale / fracking perforaron rápidamente en busca de un crecimiento vertiginoso. Ahora, muchos se están absteniendo de aumentar la producción, a pesar de los precios del petróleo más altos y las solicitudes de la Casa Blanca de que perforen más.
Menos pozos, menos inventario: final del 'american dream' de que empresas estadounidenses de extracción no convencional de hidrocarburos podrían inundar el mundo. El poder de mercado está regresando a varios productores al extranjero. Algunos inversionistas y ejecutivos de energía dijeron que las preocupaciones sobre el inventario motivaron una serie reciente de adquisiciones y conducirán a una mayor consolidación.
Menor inversión
Durante varios años antes de la pandemia, los inversores habían presionado a las empresas para que ralentizaran el crecimiento de la producción y devolvieran el efectivo a los accionistas en lugar de inyectarlo nuevamente en la perforación.
Las empresas prometieron limitar su gasto, aunque algunos ejecutivos dijeron que los altos precios indican la necesidad de expandirse nuevamente en 2022.
La producción de petróleo de USA, ahora en 11,5 millones de barriles por día, todavía está muy por debajo de su máximo de principios de 2020 de alrededor de 13 millones de barriles por día.
La Administración de Información de Energía espera que la producción de USA crezca 5,4% hasta fines de 2022.
Algunas compañías de esquisto tendrán que comenzar a gastar dinero para explorar nuevos puntos críticos, dijeron ejecutivos e inversores, pero es probable que esos esfuerzos sólo agreguen un inventario incremental.
De acuerdo a WSJ, "pocos lo están haciendo actualmente".
Pioneer Natural Resources Co., el mayor productor de petróleo en la cuenca Pérmica del oeste de Texas y Nuevo México, aumentó su producción de petróleo 19% y 27% anual en los mejores años del esquisto. Ahora, Pioneer solo aumentaría la producción 5% anual o menos, a largo plazo.
Scott Sheffield, director ejecutivo de Pioneer, dijo que la combinación de la presión de los inversionistas y el inventario limitado de pozos significa que no puede perforar como antes:
El grupo de ubicaciones potenciales de perforación de Pioneer duraría solo 8 años con una tasa de crecimiento de 15% a 20%.
Entonces, Pioneer compró 2 empresas perforadoras más pequeñas en 2021, Parsley Energy Inc. y DoublePoint Energy, en acuerdos valuados en casi US$ 11.000 millones combinados. Con esas adquisiciones, Pioneer logró 15 a 20 años de inventario.
Sheffield dijo que espera que la producción de petróleo de USA crezca entre 2% y 3% anual, incluso si el petróleo cotiza entre US$ 70 y US$ 100 por barril. Los precios del petróleo en Estados Unidos cotizan a US$ 88,26 el barril.
Muchos perforadores dicen que nunca volverán a los niveles de crecimiento de producción previos a la pandemia a causa del
- aumento de los costos de las materias primas y la mano de obra,
- falta de financiamiento disponible y
- enorme cantidad de nuevos pozos que requeriría.
La realidad
5 de las empresas de esquisto más grandes (EOG Resources Inc., Devon Energy Corp. , Diamondback Energy Inc., Continental Resources Inc. y Marathon Oil Corp.) tienen 1 década o más por delante de sitios de pozos rentables a su ritmo de perforación actual, según WSJ.
Agotarían ese inventario en 6 años si aumentaran la producción un 15% anual, según FLOW Partners LLC.
Algunas empresas cuestionaron este dato, argumentando que FLOW había etiquetado incorrectamente algunos de sus mejores pozos como antieconómicos.
Otros dijeron que los avances tecnológicos les permitirían extender la vida útil de su superficie.
Durante años, los frackers les dijeron a los inversionistas que habían asegurado suficientes puntos de perforación para continuar durante décadas. En 2018, Continental, que allanó el camino para una bonanza de perforación en el campo Bakken de Dakota del Norte, dijo que allí podrían perforarse 65.000 pozos, produciendo 37.000 millones de barriles de petróleo. ¿Es cierto todo esto?
No. Para perforar todos esos pozos, Rystad Energy dijo que las empresas tendrán que explorar más la región y mejorar las técnicas existentes, y estima que, en última instancia, la región podría producir solo hasta 28.000 millones de barriles de petróleo.
Las empresas han perforado alrededor de 18.500 pozos en las formaciones Bakken y Three Forks en Dakota del Norte y Montana, y aunque los altos precios pueden estimular la exploración, a las empresas les quedan alrededor de 16.500 pozos para perforar en su superficie existente utilizando métodos de perforación comprobados, con menos de 3.200 de los considerados de primer nivel, según Rystad.
Los frackers descubrieron que sus proyecciones sobre cuántos pozos podrían meter en espacios reducidos eran demasiado optimistas.
Las empresas aprendieron que los pozos más nuevos perforados demasiado cerca de los más antiguos a menudo causaban interferencia con la producción de petróleo de los pozos originales o provocaban que los pozos nuevos funcionaran peor de lo esperado.
Eventualmente espaciaron los pozos más lejos, reduciendo las estimaciones de cuántos les quedaban por perforar.
Desde finales de 2016, el número de ubicaciones de perforación de primer nivel restantes en las 5 principales regiones petroleras de USA se ha reducido de más de 68.000 a menos de 35.000, estima Rystad.
En Bakken y Eagle Ford, shale del sur de Texas, 2 campos iniciales que provocaron el auge del fracking, los perforadores ya habían reducido su crecimiento antes de la pandemia. El número de plataformas antes de la pandemia había caído 77% desde su pico histórico en Bakken y 70% en Eagle Ford. Incluso a ritmos reducidos, los productores liquidarían los pozos de mayor producción de Bakken en menos de 6 años y los de Eagle Ford en menos de 5, mostró el análisis de Rystad.
Las cifras de Rystad incluyen solo el 25% más rentable del inventario restante de cada región. En las áreas centrales de Eagle Ford y Bakken, ya se ha perforado la superficie más prolífica, señalaron tanto Rystad como Bernstein.
Se espera que el Pérmico sea la región petrolera de USA más longeva. Hoy alberga más del 80% de las ubicaciones de perforación económicas restantes del país, según Wood Mackenzie, que proyecta que el crecimiento de la producción se estanque en el Pérmico hacia 2025.
El caso EOG
Una compañía que está explorando nuevos lugares es EOG, spin-off de Enron Oil and Gas y la petrolera N°4más grande de USA por capitalización de mercado. EOG desarrolló algunas de las primeras técnicas de esquisto, siendo pionera en el fracking y la perforación horizontal para extraer petróleo de formaciones rocosas compactas.
EOG tiene nuevo presidente ejecutivo, Ezra Yacob, de 45 años, ex director de exploración. Según él, la exploración de EOG no está preocupada de quedarse sin inventario, sino que busca aumentar los rendimientos explorando los lugares de perforación más lucrativos.
“El costo de los suministros, cuando se mude de esos puntos óptimos, comenzará a subir”, dijo Yacob.
EOG dijo en 2021 que gastó US$ 300 millones en exploración nacional. No ha revelado las ubicaciones de sus pozos de exploración.
Tom Loughrey, presidente de FLOW, estimó que a EOG le quedan 12 años y medio de inventario si mantiene la producción más o menos plana, pero apenas 4,4 años si aumenta la producción en 15% anual.
EOG no estuvo de acuerdo con la evaluación de FLOW y dijo que estima que le quedan muchos más pozos económicos por perforar: alrededor de 11.500 ubicaciones de perforación denominadas 'premium', que durarían 23 años si continuara al ritmo del año pasado.
A Devon le quedan alrededor de 9,2 años a su ritmo actual, según FLOW. Pero se reduciría a 2,2 años con un crecimiento del 15% anual: una vez perforada su superficie de alto rendimiento en Permian y Eagle Ford, produciría en activos en la cuenca menos productiva del río Powder de Wyoming y Stack, en Oklahoma, según FLOW.
Lisa Adams, vocera de Devon, dijo que la estrategia de la compañía de moderar el crecimiento está motivada por su compromiso con un plan de gastos disciplinado que generará mayores ganancias, no por preocupaciones sobre los niveles de inventario. Al ritmo actual, la compañía tiene más de 10 años de inventario, dijo Adams.
Hay mucha diferencia entre las consultoras y las petroleras. Los inversionistas quieren conocer el dato correcto.
Algunos analistas creen que las preocupaciones de las empresas sobre la reducción de los puntos óptimos motivaron una reciente oleada de adquisiciones corporativas multimillonarias y ventas de terrenos. A principios de noviembre, Continental dijo que pagaría US$ 3.300 millones por terrenos en la cuenca del Pérmico de Pioneer.
Los ejecutivos de Continental dijeron que el acuerdo no estaba motivado por preocupaciones sobre el inventario. Pero FLOW estima que a Continental le quedaban 4,5 años de inventario de Bakken al ritmo actual. Después del acuerdo de Permian, a la empresa le quedarían 11 años. Incluso con la adquisición de Permian, el inventario de la empresa se agotará en 3 años con un crecimiento anual del 15%, según FLOW.
La estimación no incluyó los activos que Continental acordó comprar a Chesapeake Energy Corp. en enero en la cuenca del río Powder, por US$ 450 millones en efectivo.
Yacob de EOG cree que sus competidores tendrán que invertir en perforaciones exploratorias riesgosas.
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