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.
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