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01/03/2016 | Análisis: La persistencia del shale. Los frackers no se entregan

De Nuestra Redacción

Decenas de empresas shale estadounidenses endeudadas se enfrentan a la aniquilación en los próximos meses ya que su protección hedge se ahoga y los acreedores aprestan, pero los frackers veteranos insisten desafiantes que la crisis no detendrá la marcha de la industria para la conquista del mundo. "Lo que está ocurriendo asusta. Vamos a ver un diezmado para la industria, con los órganos y cadáveres por todo el lugar", dijo Mark Papa, ex jefe de EOG Resources. "Bajos durante más tiempo, está comenzando a sentirse como una Gran Depresión, el dinero se mueve, you ride out the storm", dijo John Hess, fundador de Hess Corporation.

 

"Es probablemente un proceso de tres años y estamos en el centro de la misma. El impacto de la inversión ha sido devastador", dijo en la cumbre de líderes de energía IHS CERAWeek en Houston. "Nuestra actividad está en un mínimo y sólo estamos preservando nuestra capacidad operativa. Tuvimos 17 plataformas de hace dos años, ocho el año pasado, y ahora nos estamos quedando con dos. Muy pocas cosas tienen sentido en 30 dólares. Es mejor dejar el petróleo en el suelo", dijo.

Los sobrevivientes "resurgirán de las cenizas" -escarmentados pero más sabios. "No van a estirar sus balances o realizar adquisiciones en base a falsas promesas", dijo. Sin embargo, Papa, una figura legendaria en la fraternidad del shale y ahora en Riverstone Holdings, dijo que la guerra de precios de la OPEP no parará el juggernaut (gigante) estadounidense. Los gigantes del petróleo con mucho dinero están esperando nuevos vientos para "engullir" activos en problemas, los frackers americanos de mediano costos más ágiles tendrán una ventaja cuando el ciclo retorne.

La inversión en petróleo y gas se ha derrumbado desde 700 billones de dólares en 2014 a cerca de 400 billones este año. IHS estima que el gasto previsto para el año 2020 será de 1.8 trillones de dólares menos que el pronóstico de hace dos años, casi garantizando una escasez de petróleo ya que la demanda mundial sigue creciendo por 1,2 millones de barriles por día (b/d) cada año y los pozos existentes se agotan a un ritmo anual de 3m de b/d.

Papa espera que el balance global de la oferta y la demanda para apretar 1.6 millones de b/d este año. Esto absorbe el exceso, antes de comer poco a poco el record de stocks el próximo año. "El mercado va a crecer a 100m b/d. ¿Dónde está la cantidad por venir? El gasto de capital en mega-proyectos paró en seco", dijo. "Puedo ver un caso donde el shale estadounidense es el mayor proveedor de petróleo en el mundo en 2020. Podríamos cambiar todo esto, produciendo 13-14 millones de b/d. Pero puede ser difícil conseguirlo", dijo.

 

 

Esto equivaldría a 16 m de b/d si se incluyen todos los líquidos, más que las exportaciones de crudo combinados de Arabia Saudita y Rusia. La previsión de la Agencia Internacional de Energía la semana pasada es que Estados Unidos será responsable de gran parte del crecimiento de la producción mundial en 2020 -después de dejar 600.000 b/d este año, y 200.000 el próximo año.

Papa dijo que no pasará mucho tiempo antes de que los ingenieros encuentren la manera de duplicar la eficiencia en la extracción shale a los niveles observados en 50% de los pozos de petróleo convencional. "Probablemente va a venir en los próximos diez años. Esa es el próximo gran avance", dijo. "La mayoría de las empresas sobrevivirán para tomar ventaja de la recuperación. Vamos a ascender, mantenernos con vida, frente al desafío, y esperamos un día más brillante", dijo Hager.

Raoul LeBlanc de IHS dijo que la caída de los precios del petróleo ha dejado un extra de 1,5 millones de b/d de shale entrando en funcionamiento, pero los frackers han sido notablemente resistentes, aumentando la productividad por 20% y cortando los costos de los pozos en 40%. "El reinicio de la producción puede ser más fácil de lo que la gente cree. Todo está listo. Hay un montón de equipos de perforación. Todos los ingredientes están ahí. Hay un montón de dinero en busca de la parte baja del ciclo, esperando a entrar de nuevo", dijo.

IHS dijo que hay tres grupos de "barriles invisibles" probablemente que soporten el peso ya que el mercado se estabilice: "pozos stripper" en pequeña escala de alrededor de 2m de b/d, la mitad de ellos de Estados Unidos; aquellos con altos costos fijos en el Mar del Norte y el Golfo de México que están en pronunciado declive; y aquellos en lugares remotos o con tuberías de gran longitud, y una desventaja de 10-12 dólares. "Ellos están en el ojo de la tormenta", dijo.

LeBlanc describió a la industria shale como un mix de "hogs and dogs". Las empresas más grandes producen la mayor parte de la producción y en su mayoría pueden sobrellevar la crisis: Los dogs son pequeños. Unas 48 compañías de petróleo y fas han dejado de pagar desde principios de 2015 con 17 billones de deudas. Esta es, sin duda, sólo la calma antes de la tormenta pero es hasta ahora una suma trivial comprada con la crisis subprime pre-Lehman.

El gran desconocido para los mercados mundiales de petróleo es la rapidez con la que los frackers van a volver. John Hess dijo que tomará dos años una vez que se recuperen los precios. "Es una gran empresa logística. Hay que movilizar las plataformas y encontrar gente. Los activos necesitan permisos en Estados Unidos, y eso toma 90 días", dijo. "Los balances están en mal estado y hay demasiada deuda. El mercado high-yield se ha secado, básicamente, y esa era la fuente principal de financiación para el boom del shale. Las agencias de deuda están en estado de pánico y funciona todo con 30 dólares para los próximos pocos años", dijo.

Él piensa que el shale se estabilizará en torno a los 60 dólares y bajará, muchos antes que valga la pena poner en marcha los grandes proyectos off-shore, que tienen siete años, n todo caso. "Sólo para obtener la puesta en marcha de las aguas profundas, se necesita un precio más cercano a los 70 dólares", dijo.

Sheffield dijo que las compañías shale más endeudadas resistieron el shock del último año con los contratos de cobertura: ahora la guillotina se viene abajo con todos estos contratos venciendo. "Todo el mundo tiene deudas que se negocian a 30 o 40 centavos por dólar", dijo. Su compañía está en una buena situación, sin embargo. "Tenemos cero deuda y grandes coberturas. Aprendí la lección de la última recesión", dijo.

Los hedges pueden ser un salvavidas, aunque todo depende del precio de ejercicio. Westbrook Asset Management estima que Sanchez Energy tiene una cobertura de 100% este año, con Parsely Energy no queda atrás. Doce empresas han cubierto más de la mitad de su producción para el año 2016. Stephen Chazen, veterano curtido en Occidental Petroleum, advirtió a sus colegas a no tener esperanzas. El rout durará profundamente en 2017. "Habrá un doble fondo, o dos, o tres, o cuatro", dijo.

En 10 años, el mundo va a utilizar más electricidad a partir de "all of the above" del set de fuentes de generación, especialmente la energía nuclear, el gas natural y las renovables, dijeron panelistas en el IHS CERAWeek. Sobre el tema de "la forma en que vendrá" para la tecnología e infraestructura eléctrica, Jone Lin Wang, vicepresidente de IHS para energía global, pidió a los panelistas describir como ven el horizonte de 10 años para la electricidad.

Steve Bolze, CEO y presidente de GE Power, dijo que el mudo estará consumiendo un 20% más de electricidad. "Sin embargo, será un mix muy diverso", dijo Bolze. "Habrá más gas, las energías renovables y la generación distribuida, y habrá una gran cantidad conectada más digitalmente".

Kim Greene, vicepresidente ejecutivo y jefe operativo de Southern Company, dijo: "Vamos a ver un poco más nuclear y el carbón en el siglo 21 en nuestro footprint, y más renovables -solar, eólica y puede ser biomasa- y más generación distribuida en diferentes tipos". Por el contrario, Russ Girling, CEO y presidente de TransCanada, dijo que cree que el cambio no va a ser tan sorprendente. "No sé si el mix de energía va a ser diferente...pero va a ser más eficiente", dijo Girling. "La falacia por ahí es que el mix va a cambiar mucho, y no es así".

El mundo seguirá utilizando carbón, gas natural, petróleo, energía nuclear y algunas renovables, dijo. "Eso es lo que hemos hecho en los últimos 20 años, y será lo que haremos en los próximos 20 años", dijo Girling.

Hirohide Hirai, director general de la Agency for Natural Resources and Energy en el Ministerio de Economía, Comt4r6ercio e Industria de Japón, dijo que Tokio será la rede de los Juegos Olímpicos de 2020, y Japón espera "mostrar al mundo lo que una sociedad de hidrógeno se verá" durante ese evento. En cuanto a la generación eléctrica, Hirai dijo que espera que en los próximos 10 años Japón puede explorar completamente el interior de la central nuclear  Fukushima Daiichi para determinar como el desastre de marzo de 2011 evoluciona. "Eso nos dará más información sobre cómo diseñar mejor la generación nuclear segura", dijo Hirai.

Aunque Southern Company se ha mostrado satisfecho por la estancia en la Corte Suprema de Estados Unidos del plan de energía limpia de la Agencia de Protección Ambiental, Greene dijo que Southern Company sigue preocupada por el cambio climático y la reducción de las emisiones. "En relación al Clean Power Plan, creemos que es una extralimitación de EPA, y como todo está escrito, era bastante inviable para nosotros", dijo Greene. "Creemos que la estrategia all of the above es la mejor", dijo Greene. "Si usted se preocupa por el clima, si se preocupa por el aire limpio, es mejor que la atención acerca de la nuclear".

En lugar de la generación nuclear de la Planta Vogtle en Burke County, Georgia, la construcción comenzó en 2013 en el tercer y el cuarto reactor en el Rio Savannah cerca de la frontera del estado de Carolina del Sur. Cada uno de los nuevos reactores es tener una capacidad de 1.117 MW, lo que elevaría la capacidad total del sitio de 4.536 MW. La unidad 3 se fija provisionalmente para terminar en 2019 y la Unidad 4 en 2020. Después que las nuevas unidades vengan en línea, dijo Greene. "Esa plantas estarán operando hasta el año 2100".

Como otro ejemplo de la diversificación, la unidad Mississippi Power de Southern está a punto de completar la planta de generación de ciclo combinado de gasificación integrada de 582 MW en el condado de Kemper, que transformará el carbón de lignito en un gas sintético de combustión limpia, y el 65% del dióxido de carbono resultante será capturado y vendido para su uso en las operaciones de recuperación mejorada de petróleo. Se espera que la planta del condado de Kemper inicie las operaciones comerciales en el tercer trimestre de 2016, dijo Greene.

Sin embargo, el carbón está jugando un papel en la disminución del mix de generación de Southern, dijo Greene, cayendo de alrededor de 70% en 2007 a 33% en 2015, y le gas natural hace gran parte de la diferencia.

Girling dijo que su compañía planea invertir cerca de 20 billones de dólares en los próximos años, y el "gas shale es un motor fundamental para una gran cantidad de inversión". Las tuberías de gas natural están llenas y creciendo hacia el este y el oeste, dijo Girling para servir a las necesidades tanto de América del Norte y las terminales de exportación de GNL.

Se espera que Japón llene una cuarta parte de las necesidades de la electricidad a través del gas natural, y una cantidad similar de carbón en 2030, dijo Hirai. El resto se divide entre la energía nuclear (20 al 22%) y las energías renovables  (del 22 al 24%), incluyendo la hidráulica.

Después de la catástrofe de Fukushima, Japón cerró todas sus plantas de energía nuclear, lo que se tradujo en altos precios de la energía y más emisiones, a pesar de un menor uso de la energía, debido a un mayor uso de la generación de carbón, dijo Hirai. Japón reinicia la central nuclear de Sendai, en el sur del país, en agosto.

La japonesa Kansai Electric Power dijo que había comenzado el reinicio de otra central eléctrica nuclear, la central Takahama, en el centro de Japón. Se espera que la planta de 870 MW esté funcionando a plena capacidad para los próximos días.

Bolze dijo que GE espera que el mundo necesite un 50% más de capacidad de generación en 20 años, de los cuales aproximadamente el 70% estaría en regiones en desarrollo. "Vemos un montón de desarrollo todavía en Arabia Saudita y Medio Oriente". Los tipos de energía desarrolladas en varias áreas dependerán en gran medida de los recursos cercanos", dijo Bolze. "Esto es mucho del all of the above", dijo.

Offnews.info (Argentina)

 


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