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22/09/2013 | Análisis: Argentina, Rusia y Argelia en la carrera por el shale

De Nuestra Redacción

Los yacimientos shale en países como Argentina, Rusia y Argelia mantendrán las grandes reservas que las regiones donde se localiza el boom de energía estadounidense y tiene el potencial de hacer una contribución significativa a los suministros mundiales de crudo en la próxima década, según un nuevo estudio.

 

Un análisis realizado por IHS sugiere que campos como Vaca Muerta en Argentina, el shale Bazhenov en Siberia y el shale Silurian en el Norte de África podrían producir más que el Bakken shale en Dakota del Norte y el Eagle Ford en Texas.

Sin embargo, los resultados del grupo de investigación también muestran que los costos de extracción de las reservas del "petróleo tight", que tiene lugar en el shale y otras rocas, son significativamente más altos en otros países que en América del Norte, lo que sugiere que se necesita un mayor precio del petróleo para ser comercialmente viable. Los 23 campos petroleros tight más prometedores fuera de Estados Unidos y Canadá podría tener 175bn de barriles de petróleo extraíble, estima IHS, comparado con los 40bn de barriles de campos similares en Norteamérica.

El estudio sugiere que las reservas tienen el potencial de producir 5 millones de barriles por día en 2020, más que Canadá o Irak hoy. Steve Trammel de IHS dijo: "¿Eso afecta al mercado de petróleo? Si, lo hace. Cada vez que 5 millones de barriles por día entran al mercado, es significativo".

Los datos geológicos fuera de América del Norte son generalmente mucho menos completos, por lo que cualquier estimación es "altamente especulativa", dijo IHS. Sin embargo, se habían calculado los recursos potenciales mediante la comparación de las formaciones de todo el mundo para regiones similares de Estados Unidos. Otros estudios, incluyendo las estimaciones de la US Energy Information Administration, también han sugerido que hay una gran cantidad de recursos shale fuera de Norteamérica.

"Este estudio pone de manifiesto que el potencial del petróleo tight está ahi y que es muy, muy grande", dijo Jan Roelofse, IHS Research Director and Advisor for Unconventionals. "La medida final de los recursos técnicos o comercialmente recuperables no se puede saber realmente hasta que los datos estén realmente disponibles. Simplemente no se puede cuantificar con certeza hasta que comience a perforar. Pero la única evaluación basada en datos de este estudio muestran que el potencial de es de tan sólo los plays de alto rango es probablemente el doble de tamaño de los recursos de América del Norte, y que es una estimación conversadora".

Los plays de alto rango se identificaron a partir de 148 áreas potenciales en todo el mundo. Cada uno de los 148 plays fue analizado en clave de las características geológicas y geoquímicas tales como el grosor, litología, porosidad, permeabilidad, presión, riqueza orgánica, presencia de fracturas naturales y madurez de aceite, entre otros.

"Teniendo en cuenta el rango y las cuestiones sobre el suelo que deben gestionarse, lanzando el desarrollo mundial de petróleo shale fuera de América del Norte, probablemente será mucho más lento en general", dijo Peter Stark, PhD, IHS Senior Research Director and Advisor for unconventionals. "Pero el potencial es, ciertamente, hay y habrá oportunidades para avances rápidos en los que existen en las condiciones adecuadas".

Los ejecutivos del petróleo a menudo han expresado cautela sobre la velocidad a la que estos recursos se pueden desarrollar a causa de los problemas como la incertidumbre sobre los derechos de propiedad, oposición medioambiental, escasez de agua, necesidad por fractura hidráulica, y sobre todo la falta de personal capacitado y equipo necesario en la industria de servicios petroleros.

Peter Voser, presidente del Royal Dutch Shell, dijo el mes pasado que se hablaba de una revolución de shale global era "un poco sobrevalorada". Sin embargo, IHS cree que países como Rusia, Argelia y Argentina, que tienen una larga experiencia en la producción de combustibles fósiles, será capaz de obtener el apoyo político para la producción del shale y desplegar las personas y equipos necesarios.

Richard Anderson de Eurasia Drilling, el más activo contratista en perforación d Rusia, dijo que el shale Bazhenov: "si pueden descifrar el código, que creo que se puede- y luego vamos por la carrera": Agregó: "yo creo que va a ser como el Eagle Ford y Bakken: sin duda vamos a encontrar algunas partes de ella que son sweet spots, y otros en los que simplemente no funciona".

Un problema para muchos países alrededor del mundo será el mayor costo de producción que en Estados Unidos. IHS dijo que el pozo petróleo tight en promedio costará cerca 5,8 millones de dólares en América del Norte, pero un promedio de 8 millones de dólares en otros países, que van desde 6.5 millones de dólares en Australia a más de 13 millones de dólares en algunos lugares de la península Arábiga.

Los desarrollos shale pueden requerir grandes inversiones. YPF, la empresa petrolera argentina controlada por el Estado, ha sugerido que una parte relativamente pequeña de la formación Vaca Muerta necesitará 1.500 pozos, con un costo total cercano a los 15 billones de dólares, para alcanzar los objetivos de producción de alrededor de 75.000 barriles de petróleo equivalente por día.

A tres años el accidente devastador en el pozo Macondo de BP en el Golfo de México, y a ese business as usual para las perforadoras oil majors en las lucrativas aguas. Aparte se suma otra cosa: los costos.

 

China pierde con Australia

China puede presumir mayores reservas potenciales de gas shale, pero es probable que pierda con Australia en la carrera por el segundo lugar detrás de Estados Unidos para llevar una producción significativa a la venta. Si bien es claro que Estados Unidos ha ganado, y continuará disfrutando, una ventaja en un primer movimiento, también es probable que la próximo a producción de gas shale encontrará que puede cosechar beneficios sustanciales.

Para China, aumentar la producción doméstica de gas natural reduciría la dependencia de las costosas importaciones en forma de gas natural licuado o gasoductos de Rusia y Asia Central. En Australia, el desarrollo de una producción significativa de shale podría sostener una nueva ronda de proyectos de GNL, ya sea en las plantas existentes o greenfields, que daría a la nación un liderazgo mundial indiscutible en el mercado del combustible super-enfriado. Pero para ser claros, los planes de ambos países con el shale están en su infancia y se enfrentan a retos importantes que en gran medida ya han superado en Estados Unidos.

Si el gas shale fuera un maratón, Estados Unidos ya estaría en la mitad del camino, corriendo a un ritmo cómodo. Australia está a unos pocos cientos de metros en la carrera y China apenas ha cruzado la línea de salida. La buena noticia es que el resto de los corredores potenciales no están en ninguna parte de la imagen. Argentina y México, que tienen el segundo y sexto más alto potencial de reservas, se encuentran todavía en los vestuarios, como el octavo clasificado, Sudáfrica.

En esos tres países, los riesgos políticos y de inversión significan que es poco probable que empiecen a desarrollar el shale en el corto plazo, si sus gobiernos quisieran. Otros países, como Gran Bretaña, sin embargo, tienen que decidir si se puede correr la carrera, mientras que Francia se ha negado a entrar y Polonia parece que se ha levantado lesionado.

Australia tiene varias ventajas con respecto a China, cuando se trata de desarrollar las reservas de gas shale, a pesar de su potencial de recursos, estimada en alrededor de 437 trillones (en anglosajón) de pies cúbicos por el  Energy Information Administration, siendo un 40% de los 1.115 trillones de pies cúbicos.

El principal de ellos es que gran parte de las reservas shale se encuentran en las cuencas remotas, lejos de los centros poblados. Esto significa que el potencial de la oposición de los agricultores y ambientalistas se reduce y la perforación shale es menos perjudicial para los demás sectores de la economía. A pesar que las reservas se encuentran en áreas remotas, no hay infraestructura existente disponible en algunas de estas áreas, como el central Australian Cooper Basin, que tiene un amplio historial en la producción de petróleo y gas convencional. Eso le da la producción de gas shale la capacidad de flujo desde el centro del país hasta la costa este, en el que podría ser alimentado el ya existente, o ampliado, las plantas de GNL.

Tres plantas de GNL basado en el coal-seam gas están en construcción en el estado de Queensland, pero la cuarta no puede continuar debido a la preocupación por las suficientes reservas y la creciente dificultad de ganar apoyo de las comunidades para los pozos coal-seam en tierras productivas. Santos, la segunda empresa de energía de Australia, ha comenzado la producción de shale a escala comercial y los planes para alimentar el gas con una planta de GNL que está construyendo con la estatal malaya Petronas.

Otra ventaja importante de Australia sobre China es que es un lugar fácil para las global majors para invertir y hacer negocios. Los costos laborales son más altos y los impuestos también, hay seguridad jurídica para los inversores en el largo plazo y una tradición de inversión extranjera en el sector petrolero. Esto puede ocurrir por la creciente participación de las grandes petrolers en el shale australiano, con la última procedente de Chevron, que invirtió 349 millones de dólares en febrero para comprar. Otros que se han instalado en el shale de Australia incluyen ConocoPhillips, la francesa Tota, la japonesa Mitsubishi y la india Bharat Petroleum.

Una de las personas más ricas de Australia, el magnate del mineral de hierro Gina Rinehart, también ha entrado en el negocio, la compra de Lakes Oil temprano este año. Por el contrario, China parece haber sido reacio a permitir a las empresas extranjeras a hacer incursiones significativa en sus reservas shale, aunque esto puede estar cambiando. La estatal Petrochina y Sinopec han hecho algunos esfuerzos para perforar pozos shale, pero los altos costos parecen haber moderado su entusiasmo. Esto llevó a China a licencias de exploración para 16 empresas a finales de 2012, el problema era que ninguno de ellos había perforado un pozo shale antes.

Hasta ahora, sólo un puñado de pozos se han perforado y se fracturó en la cuenca más prometedora del país Sichuan/Chongqing, y ninguno ha dado lugar a la producción comercial. Las empresas extranjeras están cada vez más implicadas en China, con Hess Corp, entrando en un acuerdo para desarrollar un bloque con PetroChina en julio. Hess se une a Royal Dutch Shell, Total, ConocoPhillips, Exxon Mobil, BP y Chevron para tratar de obtener proyectos de China.

Pero la necesidad de los joint ventures tiene un progreso ralentizado y, sin embargo, la mayor parte de las grandes multinacionales que comienzan serios programas de exploración. El objetivo de China de 6.5 billones de metros cúbicos de producción de shale para 2015 parece optimista, e incluso si se logra, sería inferior al 3% de lo que fue producción de shale estadounidense en 2011. China también se enfrenta a la presión por la competencia en el uso de la tierra, la falta de agua y la falta de infraestructura para llevar el gas a los grandes centros poblacionales.

Los pozos perforados inicialmente sugieren también que la geología puede ser más difícil en China que en muchas cuencas de Estados Unidos que se sumarán a los costos y al impacto negativo en la viabilidad económica. Las dificultades de China ponen a Australia en un lugar privilegiado para obtener una ventaja de segundo motor, pero esto no significa que se repita una revolución a la escala de la estadounidense. Muchos más probable es que el desarrollo sea más lento y ligado a la capacidad de licuar y exportar el gas.

La industria petrolera frente a los crecientes costos

A tres años el accidente devastador en el pozo Macondo de BP en el Golfo de México, y a ese business as usual para las perforadoras oil majors en las lucrativas aguas. Aparte se suma otra cosa: los costos. George Kirkland, vice-presidente de Chevron, dijo que Los resultados del segundo trimestre de la compañía en julio, tuvieron una estructura de costos en las aguas profundas del golfo había cambiado desde la tragedia, uno de los peores derrames de petróleo en la historia del país en el que murieron 11 trabajadores. El costo de los pozos fue de 20-25% más, dijo.

Ahora toma dos o tres meses antes ya que antes del accidentes para obtener un permiso de perforación, mientras que en aguas profundas y los costos han aumentado impulsado por los cambios, como tener que probar los preventores -la pila de válvulas diseñadas para sellar un pozo en una emergencia -más a menudo. El costo de los suministros también ha aumentado desde 2010.

La empresa está tratando de compensar el aumento de varias maneras, incluyendo un mejor uso de la tecnología, pero Kirkland apunta a una tendencia más amplia que enfrenta la industria en su conjunto. La inflación de costos, que alzó su cabeza en 2005-2008 con el aumento del precio del commodity, está de regreso. En el segundo trimestre los resultados de las grandes majors integradas, Royal Dutch Shell, ExxonMobil y Chevron, mostraron todo lo que sufrieron con una caída en las ganancias en relación al año anterior. La producción de petróleo y gas para todos, excepto Total, se contrajo -y esto a pesar de los grandes aumentos en gastos de capital. Los costos aumentaron, pero los rendimientos bajaron, incluso cuando el precio Brent se ha mantenido alrededor de 100 dólares el barril.

Alastair Syme, analista de Citigroup en Londres, dijo que las empresas se enfrentan a presiones en dos frentes: los costos en efectivo que, si continúan en el mismo nivel, es probable que sean "superiores a 5% este año". Y los costos no monetarios, que son "probablemente superiores al 5% gracias al aumento de (los gastos de capital) en los últimos años como los proyectos que fueron encargados y entonces comenzaron a depreciarse".

"Si el trabajo de la industria es llevar la energía en línea asequible, entonces muchos de los jugadores de gran capitalización no han cumplido con su trabajo- Muchas de esas empresas consideran que los precios del petróleo siguen aumentando y cualquier inversión funcionaría. Sin embargo, el precio del petróleo ha pasado al lado en los últimos cinco años, mientras que los costos se han disparado", dijo Syme. Un índice ampliamente seguido sobre los costos de capital en exploración y producción es IHS Cera, que realiza un seguimiento de una cartera de 28 proyectos, muestra que en el tercer trimestre de 2012, el índice había aumentado a niveles similares a los de 2008.

Philip Whittaker, director de energía asociado con el Boston Consulting Group, señala, sin embargo, que las razones de la inflación en 2010-2013 pueden ser bastante diferentes a las de hace cinco años. La vuelta de los precio entonces fue impulsados por el alza de los costos de los insumos de los productos básicos tales como el precio del acero, el creciente costo de equipos de perforación y construcción y dotación de personal.

"En ese momento, los contratistas -las empresas de servicios y los suministradores de commodity- también cosecharon márgenes y ganancias sustanciales. Hoy, si bien los costos han regresado a niveles similares, las ganancias durante la mayor parte son estructuralmente más bajos. Hemos pasado de un mundo  donde había un exceso de margen en el sistema a uno donde los márgenes no están allí. Los costos son altos debido a la gran complejidad del trabajo que se realiza más que la hiperinflación de costos en el sistema", dijo Whittaker.

El reto para las grandes empresas es la creciente complejidad del sector de energía. Ellos tienen que empujar en las fronteras de capital intensivo, más remotas, técnicamente complejas. El Ártico, las arenas bituminosas de Canadá, los campos de aguas profundas de Brasil y los complex de los proyectos de gas natural licuado son mucho más difíciles que los campos convencionales en Medio Oriente. El aumento de las tasas de impuestos en algunos de los países también ha perseguido a la industria ya que muchos gobiernos insisten en un mayor uso de sus industrias nacionales.

La industria ha comenzado a abordar el tema. La francesa Total ha indicado que su gasto de capital llegará a su máximo en 2013 y empezará a caer en 2014 y en el mediano plazo. Otros se alejan del enfoque de bombear el mayor número posible de barriles. Shell, por ejemplo, ha dicho que abandonaría sus objetivos de producción, y añadió otros indicadores como el flujo de caja y los gastos de capital, eran una mejor manera de medir su desempeño. BP, que aún se recupera del accidente de Macondo, dijo anteriormente también que se centrará en el valor del volumen.

Las empresas también están encontrando nuevas maneras de cooperar o traer selectivamente operaciones in-house para reducir los costos. La eficiencia de proyectos en marcha. Dijo Whittaker: "Hay una apretón incesante de las eficiencias de proyectos en marcha.". Los optimistas sostienen que toda esta inversión de capital se verá recompensada con el tiempo. La mayor parte de la producción no comenzará hasta 2014/17, señala Ed Westlake, analista del Credit Suisse en Estados Unidos. "Los optimistas dirán que habrá un pago de compensación de todo el dinero, sólo que no hemos visto todavía".

Si las majors han sufrido, en término de performances en el mercado de valores tanto como cualquier otra empresa- ha habido algunos beneficiarios, en especial las independientes estadounidenses, muchos de los cuales han invertido en petróleo y gas no convencional. Westlake dijo: "La imagen de los costos de inflación está vinculada a las aguas profundas, a grandes proyectos de GNL y los grandes proyectos de petróleo pesado. Las independientes estadounidenses -muchas de las cuales han invertido en shale- son potentes alternativas para los inversores de las majors".

Los analistas también señalan que, a diferencia de las majors, las independientes son más capaces de cambiar su estrategia para perseguir una mayor rentabilidad si es necesario.  Occidental, con sede en Norteamérica, por ejemplo, el año pasado desaceleró el ritmo de las inversiones en Estados Unidos para reducir los costos operativos y de capital. La decisión dio sus frutos, lo que mejora el rendimiento del capital y aumenta su cotización.

Sin embargo, Westlake advierte que toda la actividad impulsada por la revolución shale en Estados Unidos tiene una desventaja potencial: "El próximo Australia -en términos de inflación de costos- podría ser el onshore del Golfo de México, donde la industria está tratando de construir (entre cinco y siete) "crackers" petroquímicos, esquemas de licuefacción para exportar, la construcción de infraestructura de shale. Esto podría costar 150 billones de dólares. La preocupación es ¿tenemos suficiente capacidad para cumplir con esto?

Las dimensiones del shale en Estados Unidos

El rápido aumento del gas shale y del petróleo de formaciones compactas (tight oil) en Estados Unidos constituye nada menos que una revolución en el petróleo y el gas natural. Ya no puede haber ninguna duda sobre el dramático giro en la posición energética de Estados Unidos.  La producción de petróleo del país ha aumentado 50% desde 2008, cuando estaba supuestamente programado que se quedaría sin petróleo. La producción de gas natural se ha incrementado en 33% desde 2005 y el shale gas por sí solo ahora constituye alrededor del 45% de la producción total del primer tipo de energía.

Esta revolución no es solo acerca de la producción de energéticos, es una historia económica que se extiende a lo largo de varias dimensiones, independientemente de si se mide en los bolsillos de los consumidores, el empleo, la producción manufacturera o el aumento de la competitividad de Estados Unidos en la economía mundial.  Esto ha ocurrido en un entorno de media década de profunda recesión y alto desempleo. De hecho, sin el impulso de los elementos no convencionales, la situación económica estadounidense habría lucido aún peor en los últimos años.

Según un nuevo estudio de IHS, titulado America's New Energy Future: the Unconventional Oil and Gas Revolution and the Economy. A Manufacturing Renaissance, el auge de la energía no convencional aumentó el ingreso promedio disponible en los hogares en 2012 en 1,200 dólares -un cifra que se espera que crezca a 2,700 dólares en 2020-.

Ese impulso es principalmente el resultado de dos factores. En primer lugar, los hogares gastan menos de su ingreso total en servicios públicos, ya sea directamente por el gas natural menos costoso o reduciendo el precio de la electricidad generada con ese elemento. En segundo lugar, la reducción de los costos de energía ha dado lugar a una disminución en los precios de los bienes y servicios dentro de la economía en general.

Los ingresos del Gobierno también están registrando un impulso a causa del aumento de una nueva producción. La cadena de valor asociada con el shale gas y el petróleo de formaciones compactas contribuyó con más de 74,000 mdd en ingresos adicionales para los Gobiernos federales y estatales en 2012 y se espera que esta cifra llegue a más de 125,000 mdd en 2020.

El panorama laboral del sector no convencional es igualmente impresionante. Ambos energéticos no convencionales respaldaron 2.1 millones de empleos en 2012 a lo largo de toda la cadena de valor. Se espera que esa cifra aumente a 3.3 millones dentro de siete años. Estos empleos incluyen a personas que trabajan en la industria del shale gas y el petróleo de formaciones compactas, en industrias relacionadas tales como servicios y tecnología de la información enfocada en el oro negro, y personas cuyos puestos de trabajo están respaldados por el aumento del gasto que ha fluido a través de la economía.

Estos empleos se extienden por todo Estados Unidos. El estado de Nueva York puede considerarse excluido debido a su prohibición al fracturamiento hidráulico o fracking. A pesar de la restricción, casi 50,000 empleos en la ciudad se han generado a partir de la actividad del shale gas y el petróleo de formaciones compactas en otros estados.

El gas natural abundante y de bajo costo -generado por la aparición del shale gas- también está transformando la posición de EU como fabricante. Está impulsando a las empresas que fabrican productos que esta nueva industria necesita, como acero y tuberías.

Es importante en una escala aún mayor para las empresas que dependen en gran medida del gas natural o de la electricidad generada con el primer elemento -que van desde fabricantes de productos petroquímicos y fertilizantes hasta productores de alimentos y fabricantes de vidrio

Para estas empresas el gas natural de bajo costo es un agente de cambio y estimulará un estimado de 350,000 mdd de nuevas inversiones en Norteamérica durante los próximos doce años. Este crecimiento habría parecido inconcebible hace media década, cuando la expectativa era que los fabricantes estadounidenses -y toda la economía estadounidense- tendrían que depender cada vez más de las costosas importaciones de gas natural licuado y de gas doméstico.

El precio de la energía es solo un componente de las decisiones de inversión de la empresa, junto con otros factores tales como las fuerzas del mercado, la competencia y los riesgos de regulación y litigio. Sin embargo, los costos de energía son igualmente críticos y han hecho a EU más competitivo en la economía mundial. En Europa, el gas natural cuesta tres veces más que en Estados Unidos; en Japón, es cuatro veces más costoso.

Los líderes de negocios en Europa son conscientes de la actual ventaja energética de Estados Unidos, y están sonando las alarmas. El presidente ejecutivo de la siderúrgica austriaca Voestalpine, Wolfgang Eder, declaró que "el éxodo" desde el continente  ya ha "iniciado en las industrias químicas, automotrices y de acero". La empresa anunció planes para construir una planta de 500 mdd en Texas para producir hierro que enviaría de vuelta a Austria para la fabricación de acero. Los proveedores europeos seguirán a sus clientes a través del Atlántico, construyendo nuevas fábricas en EU para estar cerca de las nuevas fábricas de sus clientes.

Para la directora gerente del FMI, Christine Lagarde,  significa el desarrollo de shale gas para la atribulada economía de Europa. "El elemento y la reducción de los precios de la energía es sin duda para beneficio de Estados Unidos con relación a Europa".  Esta ventaja será medida en las crecientes exportaciones de productos manufacturados desde norteamérica y en más empleos. Para Europa estos acontecimientos solamente aumentan su angustia. Para Estados Unidos esto demuestra una oportunidad cada vez mayor como resultado del crecimiento del petróleo y gas no convencionales.

 

Offnews.info (Argentina)

 


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