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18/02/2015 | Análisis: La sostenibilidad del shale y los movimientos pendulares del mercado

De Nuestra Redacción

Los productores shale estadounidenses han respondido de forma más rápida a los precio del petróleo más bajos que esperaban a los analistas, que deben garantizar la producción de shale llegue al plateau para mayo o junio y se sustenta en lugar de caer en la segunda mitad del año.

 

El número de equipos de perforación de petróleo en Estados Unidos se redujo en otro 84, la semana pasada, según la empresa de servicios petroleros Baker Hughes. El recuento de plataformas dirigidas al petróleo ahora se ha reducidos en un total de 553, o el 34%, desde principios de octubre, la caída más fuerte desde 1986.

Algunos analistas han cuestionado si la disminución en el recuento de los equipos de perforación realmente da lugar a una desaceleración en la producción de petróleo. Las plataformas inferiores básicas, las que tienen calificaciones profundas y bajos horsepower, capaces de perforar verticalmente, es probable que sea ociosa primera, dejando unidades más potentes con capacidad horizontal trabajando.

Y la perforación se retirará de las zonas de fronteras especulativas para concentrarse en las partes más productivas de plays bien establecidos para maximizar la nueva producción por pozo perforado. Pero, sin embargo, se analizan los datos de una desaceleración de base amplia de perforación están ocurriendo en todo el sector shale estadounidense.

En dos de los Big Three plays de shale, las cuencas de Williston y Permian, los números de plataformas de perforación para petróleo han caído en un 34%, exactamente en línea con el promedio nacional. Sólo el play Eagle Ford, donde la cuenta de plataformas se ha reducido un 28%, muestra una disminución porcentual ligeramente más pequeño que el promedio.

En términos de capacidad de plataforma, el número de plataformas verticales se ha reducido en un 43% y el número de equipos de perforación direccional se han reducido en casi un 41% (Plataformas direccionales pueden perforar pozos inclinados pero no totalmente horizontales). Pero incluso el número de equipos de perforación horizontal se ha reducido en un 24%, teniendo 328 plataformas horizontales fuera de funcionamiento desde principios de octubre. Las plataformas horizontales (328) representan casi el 60% de todas las unidades fuera de servicio desde el 10 de octubre (572), según Baker Hughes.

El alcance de la desaceleración no es ninguna sorpresa. En diciembre, Continental Resources, uno de los mayores productores de Bakken, anunció que recortaría el número de equipos de perforación que operan desde alrededor de 50 a 34 al final del primer cuatro (32%) y un promedio de 31 para el conjunto de 2015 (38%). Sin embargo, la desaceleración se ha producido incluso más rápido de lo esperado con precios ultra-bajo en enero que crearon un shock a través de toda la comunidad de producción.

La bravura con la que los perforadores shale saludaron la caída de los precios en octubre y en noviembre, desafiando abiertamente a la OPEP a su peor momento, recuerda que el "bring 'em on" del presidente George W. Bush se ha evaporado. Ahora los productores shale se centran en la reestructuración de sus operaciones y conservar efectivo para sobrevivir hasta que los precios se recuperen.

La respuesta más rápida de lo esperado de los productores ha ayudado a los precios del petróleo a subir desde sus mínimos de mediados de enero a un nivel más sostenible. Los precios del Brent subieron 31% desde menos de 47 dólares el 13 de enero a 62 dólares. El WTI aumentó 20% desde los 44 dólares del 29 de enero a 53 dólares. Plains Marketing publicó los precios del sweet Bakken subiendo 28% desde sólo 28 dólares el 28 de enero a más de 36 dólares. Texas publicó que los precios subieron alrededor de 20% de 41 a 49 dólares por barril.

En enero, los precios del petróleo habían caído a niveles iguales o inferiores al breakeven, incluso para las mejores partes de los major plays de shale y obviamente insostenible. Pero el rebote debe asegurar la perforación en las mejores propiedades dentro de las áreas centrales de los Big Three haciéndolo sostenible. Sobre la base de un promedio simple de los precios anunciados y el WTI, los precios en boca de pozo en Dakota del Norte han aumentado a casi 45 dólares por barril.

Los precios en boca de pozo son ahora iguales o superiores a los niveles de equilibrio necesarios en los cuatros condados en el centro del Bakkenp play (Dunn, McKenzie, Mountrail y Williams), según las estimaciones publicadas el mes pasado por el Department of Mineral Resources (DMR) de Dakota del Norte. Estos cuatro condados en conjunto representaron más de 1 millón de barriles por día de producción total del estado de 1.23 millones en diciembre.

Los precios en boca de pozo ahora están mucho más cerca del nivel necesario para mantener la producción de Dakota del Norte en torno a los 1,2 millones de barriles por día en el resto del año y 2016. Lo mismo es verdad en Texas, donde los precios en boca de pozos son cerca de 50 dólares por barril en gran parte del estado.

BP pesimista sobre la expansión del shale fuera de Estados Unidos

No es probable que se produjese una importante producción de gas y petróleo shale en el Reino Unido y Europa durante al menos 20 años, según las previsiones oscuras sobre el potencial de la industria del fracking fuera de Estados Unidos.

Las malas perspectivas para el desarrollo de la industria del shale global -o el "tight oil"- también significan que el bajo precio actual del petróleo es poco probable que dure más que unos pocos años, agregó BP. Esto se debe al espectacular crecimiento de la producción shale de Estados Unidos -que ha llevado a impulsar la oferta y bajar los precios- se quedará sin vapor y es poco probable que sea reemplazado por nuevas reservas de petróleo tight fuera de Estados Unidos. Mientras tanto, el crecimiento de la economía mundial se asegurará que la demanda siga en aumento.

"No vemos ninguna producción shale de cualquier gran importancia en Europa y el Reino Unido en 2035", dijo el economista jefe de BP, Spencer Dale, refiriéndose al último booklet ENergy Outlook, que abarca el periodo hasta 2035. Dijo que la revolución shale en Estados Unidos era improbable que se repita en otros lugares debido a la idoneidad del país para la industria es única.

Estados Unidos tiene fácil acceso al agua, que es esencial para el fracking -un proceso que libera petróleo o gas shale por la voladura de una mezcla de agua, productos químicos y arena en la roca. El país también cuenta con enormes reservas de hidrocarburos comercialmente extraíbles y una población escasa, con una cultura de extracción onshore después de décadas de producción con base en tierra. Esto ha fomentado un ambiente regulatorio y político que - a diferencia de gran parte de Europa- es amistosa hacia el fracking; también ha fomentado una industria altamente competitivo que implica numerosos productores y proveedores de servicios, así como una buena infraestructura.

La mayoría de estos factores "below-the-ground" no se aplican en el Reino Unido y Europa, mientras que las fuerzas "above-the-ground", como la voluntad política y las regulaciones pueden tomar mucho tiempo para evolucionar, dijo Dale. "Nuestra opinión es que el mercado de petróleo va a crecer fuera de su debilidad actual. Es muy posible que pasen varios años, pero nuestra opinión es que a medida que el fuerte crecimiento de la hermeticidad se aplane y la economía mundial siga creciente, el mercado petrolero se reequilibrará", dijo.

Aunque el rápido crecimiento de la industria de petróleo shale estadounidense se aplanará eventualmente, no hay señales de que eso ocurra en las próximas dos décadas, dijo Dale.

Sin embargo, junto con la mejora de la eficiencia de la energía de los vehículos, el crecimiento restante que queda en la industria del petróleo shale de Estados Unidos debería ser suficiente para asegurar que el país sea autosuficiente en petróleo en la década de 2030, dijo BP. Tan recientemente como en 2005, Estados Unidos cumplió con el 60% de la demanda de petróleo a través de las importaciones, nota el grupo.

Dale dijo que la reciente caída en los precios del petróleo -de 115 dólares por barril en junio al 60.50 dólares en diciembre y menos de 50 dólares el mes pasado- fue un claro recordatorio de lo volátil que la industria puede ser en el corto plazo, incluso si las tendencias subyacentes pueden no afectar. "Después de tres años de precios altos y aparentemente estables del petróleo, la caída de los últimos meses es un claro recordatorio de que la norma en los mercados de energía es una de continuo cambio", dijo Dale.

"Es importante que veamos a través de la volatilidad en el corto plazo para identificar aquellas tendencias en el largo plazo en la oferta y la demanda que puedan dar forma al sector de energía en los próximos 20 años, así ayudar a informar las decisiones estratégicas que enfrenta la industria y los responsables políticos por igual", añadió.

El Energy Outlook de BP también predijo que la economía mundial se duplicará en los próximos dos decenios, lo que resulta en el aumento de la demanda de energía en casi un 40%. Dos tercios de esta demanda se reunieron a partir de los combustibles fósiles, lo que lleva a un aumento del 25% en las emisiones de carbono, dijo el grupo.

Por otra parte, el jefe del principal productor de petróleo ruso Rosneft ha dicho que el boom de la energía shale estadounidense podría convertirse en la próxima "burbuja punto com". Igor Sechin también acusó a la OPEP de desestabilizar el mercado al permitir que el precio del petróleo se reduzca a la mitad en seis meses.

Predijo que el rápido crecimiento de la fractura hidráulica en Estados Unidos comenzaría a desaparecer después de 2020. "Sabemos que las revoluciones son de corta duración y el aumento de la producción de Estados Unidos no está tan bien apoyado por las reservas", dijo Sechin en una conferencia de la industria en Londres. Las empresas petroleras han respondido a la caída de los precios mediante la reducción de la inversión. Sechin advirtió que la producción de petróleo menor podría comenzar a causar escasez de suministros para el final del año.

La caída de los precios se profundizó después de noviembre, cuando la OPEP, un grupo de países exportadores de petróleo del que Rusia no es miembro, optó por no recortar la producción. "La OPEP ha perdido sus dientes", dijo el jefe de Rosneft a través de un traductor oficial en el IP Week, un evento anual de la industria. La decisión del grupo de 12 naciones para dejar caer los precios había dado lugar a una desestabilización del mercado, dijo. "La proporción de la OPEP está bastante estable, en torno al 39%", dijo Sechin. "Esta organización perdió la unidad de sus miembros y, en algunos casos no está respetando a alguno de sus miembros".

Los ministros y delegados de la OPEP han culpado a los productores no-OPEP como Rusia, México y Kazajstán, así como a la producción de petróleo shale estadounidense, por el exceso de oferta en el mercado. Cuando la OPEP, liderada por Arabia Saudita, decidió no cortar la producción cuando se reunió por última vez en noviembre en Viena, algunos ministros del grupo sugirieron que podrían actuar sólo en conjunto con los productores no-OPEP para ayudar a equilibrar el mercado.

Sechin fue parte de una delegación rusa que viajó a la capital austriaca, donde mantuvo conversaciones con varios funcionarios de la OPEP y fuera del grupo. Pero hubo una falta de acuerdo sobre la reducción de la oferta, la OPEP dejo su producción estable y los precios se redujeron aún más.

En las últimas horas, Alemania ha propuesto un proyecto de ley que permitiría el fracking de gas shale comercial a profundidades de más de 3.000 metros, volcando una moratoria de facto que ha estado en vigor desde el inicio de la década. Un panel de expertos de seis personas también estaría facultado para permitir al fracks a niveles más superficiales.

Offnews.info (Argentina)

 


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