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12/02/2014 | Enfoque: Posibilidades y límites de la inversión en el shale

De Nuestra Redacción

A menos que usted haya estado hibernando durante los últimos años se ha oído mucho sobre una "revolución" o "milagro" de hidrocarburos en marcha. Barack Obama, presidente de Estados Unidos, prometió el apoyo para el desarrollo de gas shale en su speech del State of the Union en 2012. David Cameron instó a los opositores al fracking a "subir a bordo".

 

"Fracking" ha pasado a la lengua vernácula. Se añadió el término al Diccionario de inglés Oxford en junio pasado. Los ambientalistas tienen todo tipo de objeciones a esta práctica. Y hay otros problemas con el concepto de shale como un salvador, ya sea en términos de energía barata o como una inversión.

El primero es el concepto de "retorno de energía sobre la inversión de energía" que en sus siglas en inglés es EROEI. Esta es la relación de la cantidad de energía generada a partir de una fuente de energía a la cantidad de energía gastada para obtener esa energía. Es una relación importante y sobe todo ignorada, que determina tanto la eficiencia de nuestras economías -la cantidad de nuestros recursos tienen que ser gastados en conseguir nuestra energía -y la economía de exploración y producción de energía. Los descubrimientos de petróleo que tuvieron lugar hace un siglo o más eran en su mayoría en lugares de la tierra, a menudo en países políticamente estables y cerca de los principales mercados de consumo. Sin embargo, hay una tendencia natural a elegir la fruta colgada que baja primero, y con el tiempo, la explotación y la producción de petróleo y gas, que por necesidad, se trasladó a lugares menos hospitalarios y remotos, que ponen barreras logísticas entre el petróleo y el gas y los mercados.

Como ya escribí en esta sección, el gas/petróleo shale y el fracking son sólo una extensión de esta tendencia. La producción de petróleo de Estados Unidos tuvo un EROEI de 100:1 en la década de 1930 -cada cien unidades producidas requiere una unidad a ser gastada. Para el año 2000, a pesar de los grandes avances tecnológicos, había caído a 11:01. La proporción de petróleo shale es aproximadamente 5:1. Esta es una diferencia crítica.




También está el tema del agotamiento. Un viejo truco en el análisis de inversión es preguntarse si un retorno anual de 20 libras para una inversión de 100 libras es bueno o malo. La mayoría de la gente dirá que es un buen cambio. Pero falta otra información vital necesaria para evaluar la inversión: la vida del activo y el valor del vencimiento. Si el activo sólo tiene una duración de tres años y es entonces inútil, es una mala inversión, ya que sólo se recuperará 60 libras en total de los 100 invertidos. Si tiene una duración de 20 años, es una buena inversión, ya que recuperará 400 libras.


La vida de los activos es crítica para evaluar todas las inversiones. En el caso de la exploración y la producción de petróleo y gas, es el periodo hasta que el pozo o en el campo ya no es económicamente viable y tiene que ser abandonado. La pendiente de descenso de las tasas de producción de los pozos de petróleo shale ha sido una sorpresa. Un pozo típico en la formación Bakken, en Dakota del Norte, perforado en 2012 es probable que tenga una producción de al menos el 30% de su producción inicial en la actualidad. Recientemente la decepcionante performance en relación con las expectativas del nuevo play Utica shale en el noreste de Estados Unidos y Canadá refleja esto.


Los retornos de los inversores en las inversiones de gas shale en general han llegado en dos periodos principales. Desde el descubrimiento de la mayor parte del gas shale en el año 2002 hasta el 2007, los precios de las acciones de las empresas shale aumentaron rápidamente. Una vez que el gas recién descubierto entró en funcionamiento, los precios del gas natural cayeron y lo hicieron también los retornos y los precios de las acciones. El mayor jugador del shale en el Reino Unido es Cuadrilla Resources, fundada en 2007 y es propiedad de  AJ Lucas, Riverstone Holdings y Carlyle y está explorando en la búsqueda de yacimientos de gas shale en Lancashire. AJ Lucas, una empresa australiana, es propietaria del 42% de Cuadrilla. Sus propias acciones son están a sólo una cuarta parte de lo que valían en 2009.


Tampoco esta decepción en la performance está limitada a las empresas pequeñas. BP canceló un shale de 1 billón de dólares en julio de 2012 mientras que la empresa canadiense Encana dijo que perdió casi 2 billones de dólares en activos del shale en los años recientes. Shell está vendiendo su participación en la reserva shale de Eagle Ford en Texas, después de haber amortizado 2 billones en sus activos allí. Refiriéndose a más de 200 pozos que son incapaces de alcanzar su objetivo de producción. Peter Voser, el ex presidente de Shell, dijo que la retórica sobre la revolución shale en Estados Unidos se exporta a otros países era "exagerada" y que el resto del mundo estaba en una "fase de exploración" temprana que podría dar "sorpresas negativas". Como solía decir Jimmy Goldsmith: "si ves una tendencia, ya es demasiado tarde". El carro del shale pueda ya haber pasado.


 



¿La escasez de agua puede comprometer el boom de shale?


 


 



La escasez de agua ha puesto a la industria de petróleo y gas estadounidense en un "curso de colisión" con otros usuarios debido a los grandes volúmenes necesarios para el fracturamiento hidráulico, advirtió un grupo liderado por inversores. Casi el 40% de los pozos de petróleo y gas perforados desde 2011 se encuentran en zonas de "muy alto" estrés de agua, según Ceres, una red de inversores que trabaja en temas ambientales y sociales. En él destacan Texas, el corazón del boom de petróleo estadounidense, y empresas entre las que se incluye Chesapeake Energy, EOG Resources, ExxonMobil y Anadarko Petroleum como los mayores usuarios de agua.


El fracking es esencial para la extracción del petróleo y el gas de las formaciones shale que han sido responsables del boom en la década pasada en Estados Unidos y requiere grandes volúmenes de agua: típicamente 2m de galones o más por pozo. El agua es mezclada con arena y químicos y bombeada subterráneamente con alta presión para abrir grietas en la roca por lo que el crudo y el gas fluyen con mayor libertad. El agua que fluye de vuelta, a menudo se vierte en los pozos de eliminación separadamente.


La escasez de agua puede crear tensiones con las comunidades locales y está forzando a las empresas a soluciones costosas tales como traer el agua a los pozos por camión. Monika Freyman de Ceres dijo que el agua era un riesgo que se suele pasar por alto. "Las personas no se preocupan por ella hasta que se ha ido". "Si usted es un inversionista en una empresa que está en una zona con escasez de agua, lo que tienen que hacer es preguntar acerca de cómo se está gestionando sus riesgos de agua".


Los accionistas, incluidos los fondos de pensiones de los empleados de la ciudad y del Estado de Nueva York dijeron que presentarían resoluciones de las reuniones anuales de las empresas como Exxon, Chevron, EOG y Pioneer Natural Resources, llamando a la revelación más detallada de su impacto ambiental, incluyendo el uso del agua.

Ceres identificó a Anadarko, Encana, Pioneer y Apache como las empresas con mayor exposición al riesgo del agua, es decir, el mayor volumen de consumo de agua en zonas de muy alta tensión. En esas zonas, el 80% o más de agua disponible se han comprometido para otros usuarios, incluyendo las viviendas, granjas y negocios. Exxon dijo que XTO su filial de petróleo y gas, "trabaja con las autoridades locales para asegurar que haya un suministro adecuado".  Añadió que el carbón necesita diez veces más agua que el gas producido a través de la fractura hidráulica para un contenido de energía equivalente, y el etanol, basado en maíz, necesitaría hasta 1000 veces más.

Anadarko dijo que estaba "a la vanguardia" de los esfuerzos para el manejo y la conservación del agua, incluyendo el reciclado siempre que sea posible, y basándose en una serie de fuentes, tales como los efluentes municipales y el agua producida a partir de los pozos de petróleo y gas. También está trabajando con grupos ambientalistas y otros para desarrollar las mejores prácticas para el uso del agua.

Fracking representa una proporción relativamente pequeña de la demanda de agua de Estados Unidos; menos del 1%, incluso en Texas, según un estudio de la Universidad de Texas, en comparación con un 56% para el riego. Sin embargo, en algunas áreas con mayor actividad de petróleo y gas, como el shale de Eagle Ford en el sur de Texas, puede ser mucho más importante.

El problema potencial de Texas se va agravando por la prolongada sequía que ha afectado al estado y el crecimiento de su población causado por la fortaleza de su economía. Jean-Philippe Nicot de la Universidad de Texas dijo que los agricultores del estado estaban usando menos agua para riego y el cambio de cultivos que podrían hacer frente a condiciones de más sequía. "Se necesita más y más agua para los centros urbanos, y el fracking es parte del a imagen", dijo. "Los acuíferos de Texas están fuertemente gravados en estos momentos".

Wodd Mackenzie, la consultora, sostuvo en un informe el año pasado que la industria tendría que abordar la cuestión de ser capaz de desarrollar la producción de petróleo y gas shale en todo el mundo, con muchas de las reservas prometedoras en China, África y Medio Oriente en zonas con escasez de agua. Jim Matheson, de Oasys Water, una empresa que desarrolla tecnología de tratamiento de agua, predijo un movimiento "inexorable pero lento" hacia el reciclado. "Estamos muy temprano en la evolución, pero en el futuro vamos a tener que encontrar la manera de limpiar y reutilizar los mismos recursos de agua".

No es el shale, es Irak

El veterano analista de petróleo y gas Henry Groppe dijo que estamos al borde de un cambio radical en el mercado global de energía, pero no, como mucha gente cree, con el boom de la producción de petróleo shale estadounidense. No, si  usted está buscando un game-changer, va a necesitar un mapa más grane. Uno que se extiende en el camino a Irak. "El surgimiento de Irak como potencia petrolera de la naturaleza de Arabia Saudita es la gran cosa en el futuro del negocio petrolero", dijo en una entrevista. "Eso eclipsará todo los demás. Es lo que todo el mundo debería estar vigilando y siguiendo tan de cerca como sea posible". "Nos estamos centrando en la cuestión equivocada", dijo.

Y esa pregunta equivocada es el shale estadounidense -promocionado a menudo, y en voz alta, como fuente de combustible que va a regresar a Estados Unidos a la independencia energética y redibujar el mapa mundial del petróleo. La explosión en la producción shale ha aumentado rápidamente a unos tres millones de barriles diarios, volviendo a niveles nunca vistos en una generación. También está a punto de terminar, dijo Groppe.

Mediante el análisis de su firma, la mayor parte del boom del petróleo shale está detrás, la producción tiene tal vez otro millón de b/d por recorrer antes de alcanzar el peak. Después de una agresiva expansión de perforación en los pasados dos años, los yacimientos shale están simplemente quedando sin lugares para hacer agujeros (por no hablar de los equipos de perforación disponibles para mantener el aumento de la actividad de perforación). Además, los pozos de petróleo shale se caracterizan por sus altas tasas de agotamiento, lo que significa altos niveles de producción iniciales que normalmente disminuyen rápidamente.

Si se suma todo, y se obtiene no sólo un alza limitada a la producción shale, pero un menor ritmo de crecimiento desde aquí. Él calcula que la producción de petróleo shale es probable que crezca sólo a un modesto 100.000 a 150.000 barriles por día en los próximos seis a ocho años, antes de volver a bajar.

Para ponerlo en perspectiva, dijo, los tres millones de barriles por día de la bonanza que el shale ha entregado al mercado de petróleo estadounidense esencialmente sólo sustituye a los aproximadamente tres millones de petróleo b/d que el mundo ha perdido por las interrupciones de suministro relacionados con la geopolítica de África y Medio Oriente. Y la perspectiva de crecimiento futuro del petróleo shale es una gota en el océano comparado con el potencial de Irak.

Desde la invasión y el cambio de régimen en ese país se volvió a abrir su industria petrolera en el mundo, el trabajo se exploración se ha apuntado a un recurso mucho más grandes que muchos expertos habían pensado previamente. Groppe dijo que ahora que cree que Irak podría convertirse en un productor en la escala de Arabia -ocho a nueve millones de b/d para finales de esta década, tanto como el triple de la producción actual del país.

Que tan grande se convertirá Irak dependerá de la cantidad y la rapidez con que alguno de los otros grandes productores mundiales -en particular sus socios en la OPEP, Irán y Arabia Saudita, así como los influyentes rusos- están dispuestos a dejar que crezca. Teniendo en cuenta que 100.000 b/d cambian en suministro equivale a aproximadamente 1 dólar por barril en el precio del petróleo, dijo Groppe, estos grandes productores es probable que resistan el crecimiento de Irak, que se comería los beneficios que son tan importantes para sus economías. Sin embargo, predijo, en unos pocos años probablemente tendremos a Irak con una cuota de producción de la OPEP de unos tres millones de b/d más que sus actuales niveles de producción. Al mismo tiempo, la desaceleración del crecimiento de la producción de shale hará del petróleo shale estadounidenses una non-story para la industria global.


Offnews.info (Argentina)

 



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