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25/07/2014 | Análisis: Sobre las condiciones adecuadas para invertir en el shale

De Nuestra Redacción

Los plays de Shale son ideales para las compañías de petróleo y gas que necesitan limitar el riesgo en los países con una historia de inestabilidad política y económica y un "poor respect" sobre la propiedad privada. La capacidad para gestionar el riesgo político, junto con un recurso de clase mundial, explica porque las empresas petroleras internacionales están mostrando un gran interés en los recursos shale de la cuenca neuquina de Argentina, a pesar de los antecedentes de la inestabilidad política y económica del país y la expropiación de bienes extranjeros.

 

El perfil del flujo de caja de un shale play como el de Neuquén hace que sea mucho menos peligroso que un mego proyecto como Kashagan en el Mar Caspio o uno en aguas profundas de Brasil, Rusia o Mozambique. En general, los riesgos políticos y económicos se maximizan cuando hay una larga línea de tiempo entre el compromiso de capital por el proyecto, la recuperación de los costos derivados de los ingresos de producción, y, finalmente, asegurar el rendimiento adecuado para los inversores.

Cuanto más larga sea la demora entre el compromiso de capital y la amortización, más tiempo hay para el entorno político y económico externo para cambiar de maneras que son desfavorables al proyecto. Para un mega proyecto complejo, como Kashagan, los inversores pueden verse obligados a esperar años, incluso décadas, antes de ver un retorno positivo. Sin embargo, para un proyecto shale, el período de breakeven en un pozo es más corto, y puede ser tan poco como 12-18 meses.

El shale implica generalmente la perforación de cientos o incluso miles de pozos para drenar de petróleo y gas de un depósito continuo que se extiende a través de miles de kilómetros cuadrados, en vez de hundirse sólo un pequeño número de pozos en una discreta acumulación de petróleo y gas. Como los pozos shale implican perforación horizontal y fracturación hidráulica, que son más caros que los pozos convencionales sobre la tierra, pero muchos más baratos que los pozos perforados en aguas profundas y ultra profundas- a menudo en formaciones de alta presión y alta temperatura que requieren costosas soluciones de ingeniería especializadas.

Los pozos shale tienden a tener perfiles de producción front-loaded, con altas tasas de flujo inicial y luego una fuerte caída. Aunque esto a veces se presenta como un problema, los inversores prefieren alta producción inicial, ya que garantiza costos que se recuperan más rápido. Por otra parte, la alta producción inicial se asocia a menudo con un volumen recuperado mayor durante la vida útil del pozo, que también es favorable para la economía de perforación del shale. Los inversores reciben más dinero en general y una mayor proporción de pagos surgen en los primeros años.

A diferencia de un yacimiento de petróleo convencional, los plays shale pueden escapar hacia arriba o hacia abajo más rápidamente en respuesta a las cambiantes percepciones de riesgo y rentabilidad. Si el ambiente político se vuelve menos favorable, el programa de perforación se puede detener o reducir. En ese sentido, el compromiso de capital requerido por un play shale tiene menor riesgo.

Los proyectos de petróleo y gas están sujetos a un ciclo de riesgo político bien definido, comúnmente llamado "obsolescing bargain". Para atraer la inversión extranjera y los conocimientos técnicos en una nueva y de alto riesgo play, el gobierno anfitrión suele ofrecer condiciones atractivas. Pero una vez que la inversión inicial está en el lugar y el proyecto entre en la fase de producción, existe un fuerte incentivo para revisar los términos del proyecto para aumentar los ingresos públicos y reducir el porcentaje restante para los inversores.

El problema del cambios de los términos fiscales y el obsolescing bargains ha sido bien explicado por Daniel Johnson ("International petroleum fiscal systems" 1994) y Peter Nolan ("The state's choice of oil company: risk management and the frontier of the petroleum industry" 2012).

En cuanto más grande sea el proyecto, y mientras más cosas requiera la inversión de capital inicial, mayor será la tentación para revisar los términos posteriormente. Pero, el shale requiere de una inversión continua en la perforación de nuevos pozos, por lo que los términos tienen que seguir siendo favorables o la perforación se detendrá.

El shale plays, por tanto, alinea los intereses financieros de las empresas de perforación y de acogida más cerca del gobierno de un campo convencional o un mega proyecto. La inversión en shale no está totalmente exenta de riesgos. Todavía hay costos iniciales de capital para la prospección sísmica y la adquisición de experiencia en la perforaciónde un play. Las firmas de perforación deben perforar docenas o incluso cientos de pozos antes de adquirir el know-how necesario para explotar el play de manera eficiente, lo que representa una inversión hundida.

Sin embargo, los costos iníciales asociados con el desarrollo de un play shale se puede medir en los cientos de millones de dólares, no en los miles de millones de dólares asociados a muchos proyectos convencionales de frontera, o las decenas de miles de millones gastados en Kashagan.

Para una gran empresa petrolera internacional como Chevron, que está activo en Neuquén y es capaz de difundir los riesgos de inversión a través de una amplia cartera de proyectos, el shale ofrece un equilibro atractivo de riesgo y recompensa. Incluso para los productores de petróleo y gas independientes de menor tamaño, los riesgos involucrados en el desarrollo de los yacimientos shale extranjeros pueden ser manejables de una manera que un desarrollo de un gran proyecto convencional no puede ser.

Los planes de una firma de fracking para explorar en busca de petróleo shale en la localidad inglesa de West Sussex han sido rechazados por unanimidad por el consejo, en un golpe a las esperanzas del gobierno por un boom de shale en el Reino Unido. Celtique Energie ha estado buscando un permiso para perforar a través de las rocas shale cerca del pueblo de Wisborough Green.

Los estudios encontrados por las emisiones de gases invernaderos en la generación eléctrica con gas shale

Un nuevo estudio encuentra que el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero para la generación eléctrica producida con gas shale son a la par con las emisiones de gas convencional y, en promedio, alrededor de la mitad que el carbón. La investigación, publicada en el"Proceedings of National Academy of Sciences," es el más recientes estudio que examina las emisiones de gases de efecto invernadero del gas versus los de otros combustibles fósiles y contradice algunas de las investigaciones anteriores.

El estudio analiza y "armoniza" la literatura existente sobre el tema de las emisiones de gases de efecto invernadero a partir del gas natural para crear una comparación "apples to apple", como dijo en una entrevista Garvin Heath científico senior con el National Renewable Energy Laboratory en Golden, Colorado y autor principal del estudio. "La conclusión sistemática y robusta, basada en la literatura publicada previamente y nuestro análisis es que el gas shale cuando se utiliza para generar electricidad tiene el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero comparables a las del gas natural producido convencionalmente", dijo Health.

Los investigadores encontraron que sobre la base de gramos equivalentes de CO2 por kilowatt hora, el nivel medio de las emisiones de gas shale eran de 460 g CO2e/kWh, casi igual a la del gas natural convencional y menos de la mitad de la estimación promedio de 980 g CO2e/kWh para el carbón. "Las mejores instalaciones de carbón que realizan pueden tener una pequeña superposición" con las emisiones del ciclo de vida de las instalaciones de gas menos eficientes, dijo Heath. Además, el estudio encontró que los supuestos acerca de la vida productiva de los pozos y la práctica de los líquidos de descarga tiene mayor influencia sobre cómo se calcula el ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero.

En el estudio, Heath y los co-autores Patrick O'Donoughue de NREL y Douglas Arent y Morgan Bazilian del Joint Institute for Strategic Energy Analysis -- hicieron hincapié en que es importante que la investigación futura deba incluir la toma de decisiones reales de las emisiones de CO2 de diversas fuentes de combustible en la generación de energía, en lugar de confiar en las estimaciones.

"La armonización de las estimaciones previas de las emisiones de gases de efecto invernadero proporciona una mayor precisión, pero no responde plenamente a las cuestiones de la precisión de nuestro conocimiento de las fuentes de emisiones de los gases de CO2 en la cadena de suministro del gas natural", dijo Arent en un comunicado. "La verificación de las mediciones de las emisiones de los componentes y actividades a lo largo de la cadena de suministro de gas natural, y un análisis sólido de la producción así como la vida y la prevalencia de las prácticas para reducir las emisiones puede ayudar a crear una comprensión más sólida de nuestras opciones de energía", dijo.

Robert Howarth, investigador en la Cornell University, cuyo anterior hallazgo publicado concluye que las emisiones de gases de efecto invernadero en el ciclo de vida para el gas natural son mayores que el carbón, disputó las conclusiones del estudio NREL/JISEA. "No estoy de acuerdo y totalmente desacuerdo, con la conclusión de Heath. Utilizando la ciencia mejor disponible y más actualizada, creo que la conclusión es ineludible que el gas natural tiene una huella de gases de efecto invernadero más grande que otros tipos de combustibles fósiles", dijo Howarth.

Howarth argumentó que los autores del informe más reciente se basó en su mayor parte en los estudios realizados en 2011 y la primera parte de 2012 y se ignoran los estudios más recientes que mostraron niveles más altos de emisiones de metano, un potente gas de efecto invernadero, de las operaciones de gas natural. "En poco palabras? hay mucho más metano que se emite que lo que dice Health y compañía", dijo.

Además, Howarth dijo que la investigación del equipo NREL/JISEA miró la medida del metano y el dióxido de carbono de las emisiones medidas en una escala temporal de 100 años. "Esto subestima enormemente la importancia del metano en escalas de tiempo más cortos", dijo. "Creo que es simplemente erróneo centrarse sólo en la escala de tiempo de 100 años, al igual que un número creciente de otros científicos estudian la tierra".

Heath dijo que los investigadores de NREL/JISEA incluidos los resultados de la investigación de Howarth en su equiparación de la literatura científica existente. "Sus estimaciones se encontraban en el extremo superior de los otros en la literatura", dijo. "La amortización no tiene la intención de hacer todo lo que estima la misma. Hay diferencias legítimas de opinión y de los recursos de datos y también el foco de los diferentes estudios pueden ser diferentes".

También llamó a la cuestión de la fuga de metano a partir de la cadena de suministro de gas natural como una "cuestión científica abierta", y que no todos los estudios en la literatura dirigida. "Nos aseguramos que todos los estudios incluyeron el mismo conjunto de actividades", dijo Heath.

Los problemas para el desarrollo del shale en Gran Bretaña

Si encontraba petróleo, entonces habría pedido permiso para frack en el sitio para extraerlo. Pero el consejo de West Sussex rechazó la solicitud de perforación en medio de una feroz oposición local a la perspectiva de camiones pasando las 24 veces al día por el tranquilo pueblo.

Los activistas dijeron que el rechazo fue un hito en la primera unidad embrionaria del Reino Unido para la exploración de petróleo y gas shale. Viene un revés para los intentos del gobierno para alentar el fracking en todo el país, que los ministros en la esperanza de que podría provocar un boom en la energía del shale.

Los ministros han dicho que el fracking debería tener un lugar en el Sur, “en el interés nacional" pero las empresas trata de explorar enfrentándose hasta ahora a una fuerte resistencia por parte de las comunidades locales. En el caso de Celtique, los funcionarios de planificación habían recomendado la solicitud rechazada, acusando a la empresa de hacer una evaluación "poco realista e imprecisa" del impacto de tráfico en sus planes.

Nick Herbert, diputado local y ex ministro Tory, también había instado a los concejales a rechazar los planes, diciendo al diario The Telegraph que "el West Sussex rural no puede convertirse en una paisaje sin cuidado industrializado". El consejo de West Sussex dijo que los concejales habían rechazado los planes "en razón de que la demandante no había demostrado que el sitio representaba la mejor opción en comparación con otros sitios, teniendo acceso a carreteras inseguras y tendría un impacto adverso enWisborough Green como el área de conservación".

El concejal Heidi Brundson, presidente del comité de planificación de West Sussex dijo: "Había simplemente demasiados temas de carreteras y otras cuestiones de interés para cualquier decisión que no sea negativa en este caso. "Hemos tomado nota de las objeciones de la comunidad local y sentí que el debate de hoy fue uno completo y robusto".

Celtique Energie había tratado de aplazar la decisión sobre la aplicación después de la presentación de la información complementaria relacionada con el impacto del tráfico, pero el Consejo se negó a retrasar la audiencia.Celtique reaccionó con enojo a la decisión acusando a los concejales de estar "políticamente motivados". Geoff Davies, director ejecutivo dijo: "Es evidente que estamos muy decepcionados con la decisión".

"Los miembros del WSCC no han seguido el espíritu o la letra de la política del Gobierno o las buenas prácticas en el tratamiento de esta solicitud de planificación. Creemos que esta aplicación es totalmente compatible, completa y de alta calidad y se ponía en pie a un mayor escrutinio por parte de la Planning Inspectorate o la Secretary of State en el caso de una apelación”.



Offnews.info (Argentina)

 


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