Los inversores que recibieron un golpe el año pasado cuando decenas de productores shale estadounidenses se declararon en bancarrota ya están haciendo grandes apuestas sobre el resurgimiento de la industria. En el primer trimestre, los fondos de private equity recaudaron 19.8 billón de dólares para los ventures de energía, casi tres veces el total en el mismo período del año pasado, según el proveedor de datos financieros Preqin.
El ritmo de
aceleración de las inversiones del private equity, junto con los hedge funds
y los bancos de inversión, se produce incluso cuando la recuperación de los
precios del petróleo desde un mínimo de 8 años se ha estancado en poco más de
50 dólares el barril. El sector shale se ha vuelto cada vez más atractivo para
los inversionistas no debido al alza de los precios del petróleo, sino porque
los productores han logrado reducciones de costos sorprendentes, reduciendo a
la mitad el costo del bombeo en los últimos dos años. Los inversores también
creen que el exceso se disipará a medida que aumenta la demanda de petróleo.
Eso da a los financieros confianza de que pueden exprimir los rendimientos crecientes
de los campos shale -sin aumentos de precios- ya que la tecnología continúa
reduciendo los costos. Así que están respaldada a los veteranos del petróleo
shale y las empresas de ensamblaje que pueden comenzar a bombear rápidamente.
"Los
financiadores de shale miran la economía hoy y ven muchos proyectos que
funcionan en el rango de 40 a 55 dólares" para cada barril de
petróleo, dijo Howard Newman, director del fondo de capital privado Pine Brook
Road Partners, que el mes pasado se comprometió a invertir 300 millones de
dólares en el startup Admiral Permian Resources LLC para perforar en West
Texas.
Las cifras sobre
las inversiones de los hedge funds y otras firmas de inversión no públicas son
escasas, pero la fiebre de los nuevos fondos de capital privado indica un
entusiasmo más amplio en los plays shale. "La demanda de petróleo ha sido más
robusta de lo que se imaginaba hace tres años", dijo Mark Papa,
director ejecutivo de Centennial Resource Development Inc. Papa se refirió al
inicio de un colapso internacional del precio del petróleo en 2014, que llevó a
muchas empresas del sector shale al borde de la bancarrota.
Centennial es un
producto de petróleo en Permian respaldado por el fondo de capital privado
Riverstone. Papa, un conocido empresario de la industria shale, construyó EOG
Resources Inc. en uno de los productores shale más rentables de los Estados
Unidos antes de retirarse en 2013. La oportunidad de desarrollar el Permian,
dijo, fue suficiente para que él saliera del retiro para entregar uno de sus
más grandes éxitos recientes. El valor de la inversión original de Riverstone
de 500 millones de dólares ha crecido casi cuatro veces desde la oferta pública
de Centennial el otoño pasado (del hemisferio norte).
Riverstone copió
este año el modelo Centennial, poniendo gerentes experimentados encima de un
startup cargado con la adquisición de operaciones o activos. El equity fund
contrató a Jim Hackett, ex jefe del productor de shale Anadarko Petroleum Corp-
para ejecutar la recién creada Silver Run Acquisition Corp II.
Hedge funds
Highfields Capital Management LP y Adage Capital Management han tomado
participaciones en la nueva empresa, que tiene una valoración de alrededor de
mil millones de dólares, después de publicarse el mes pasado. El fondo de capital
de riesgo NGP Natural Resources Xl LP invirtió 524 millones de dólares el
pasado otoño en Luxe Energy LLC, un productor shale formado en 2015 por ex
ejecutivos de Statoil. La inversión de NGP fue efectivamente una apuesta que
Luxe podría repetir su éxito de principios de 2016.
La carrera de
perforación de este año podría ser probada si los suministros globales crecen
demasiado rápido o si la demanda se enfría. El recuento de las plataformas de
perforación de Estados Unidos está aumentando a su ritmo más rápido en seis
años y las existencias del crudo estadounidense están cerca de 533 millones de
barriles, cerca de un máximo histórico y suficiente para abastecer a Estados
Unidos por 25 días. Pero algunos inversores dicen que incluso una disminución
de 10 dólares en el precio del petróleo no los disuadiría. "Hay un
montón de capital privado para invertir en la industria petrolera
estadounidense", dijo Gerrit Nicholas, co-fundador del fondo de
private equity Orion Energy Partners. Nicholas dijo que está cómodo prestando
incluso si los precios del petróleo caen 40 dólares por barril.
Orion este mes
ayudó a financiar la expansión de una terminal de almacenamiento de petróleo de
Florida, un movimiento basado en parte en el crecimiento de las exportaciones
de petróleo de Estados Unidos. Desde que Estados Unidos levantó su prohibición
de exportación de petróleo el año pasado, las exportaciones de crudo han subido
a cerca de 746.000 barriles diarios, según datos de la U.S. Energy Information
Administration.
Shale vs Offshore
Desde los primeros
días del desarrollo del shale estadounidense, hemos observado una eficiencia
impresionante y un buen aumento de la productividad realizado por las empresas
de E&P. Estas ganancias fueron desencadenadas por un proceso de aprendizaje
gradual, la optimización de las técnicas de finalización y la configuración de
los pozos, así como una alta clasificación de los lugares y los equipos de
perforación. En particular, la industria shale ha sido capaz de sobrevivir a lo
largo de la peor recesión de la historia, entrando a 2017 en mucha mejor forma.
Con un enfoque continuo en el desarrollo no convencional, las últimas
tendencias en el offshore estadounidense son a menudo pasados por alto por el
mercado.
Mientras tanto, un
oleoducto de nuevos proyectos de aguas profundas sancionados antes de la
recesión, elevó la producción de crudo y condensado en el Golfo de México (GoM)
en 400 kbbl/d durante el período 2014-2016. Sobre la base de datos preliminares
de producción, GoM produjo 1.73 MMbbl/d de petróleo en diciembre de 2016, sólo
20 kbbl/d por debajo de la producción máxima alcanzada en septiembre de 2009.
Al igual que el
shale estadounidense, el desarrollo del Golfo de México estuvo sujeto a mejoras
significativas en la eficiencia de la perforación en 2015.2016. La figura 1
muestra cómo el promedio del metraje por plataforma-día evolucionó en Estados
Unidos en 2011-2016. Los números se calculan como una relación de la cantidad
total a los días totales de perforación (incluyendo sólo el tiempo desde el spud
a la profundidad total). De hecho, la perforación shale muestra mejoras
continuas debido a la creciente popularidad de la pad drilling
(es la práctica de perforar múltiples puntos de entrada en pozos desde una
única ubicación de superficie) y un cambio hacia las plataformas HP.
El Permian se
retrasa dos años de otros plays shale maduros, ya que la proporción de la
actividad de pruebas sigue siendo altas y la pad drilling
permanece limitada, particularmente en la Cuenca Delaware. Sin embargo, la
velocidad promedio de la perforación aumentó en más del 100% en el Permian
desde 2011 a 2016. Tanto el desarrollo de placas y aguas profundas en GoM no
mostró ningún signo de aumento de eficiencia antes de 2015, con un promedio de
velocidad de perforación que fluctúa entre 350-450 pies por día. Esta tendencia
de desarrollo plano cambió drásticamente en 2015-2016 cuando la velocidad
promedio de perforación aumentó en un 60-75% en el Golfo de México. En el caso
de la placa del GoM, esto logró a través de una alta clasificación severa, ya
que la actividad de perforación disminuyó casi un 90% en 2014-2016. Sin
embargo, en las áreas de aguas profundas, la actividad de perforación se
mantuvo relativamente plana en 25-35 pozos por trimestre (incluyendo sidetracks),
indicativo de la mayor atención general a la disciplina de capital por parte de
las compañías de E&P y el enfoque en optimizar las operaciones de
perforación. Vale la pena mencionar que la velocidad promedio de la perforación
a través de los reservorios onshore convencionales es significativamente menor
que para otros tipos de actividad, ya que la perforación infill
convencional (agregar nuevos pozos en un campo existente dentro de los patrones
de pozos originales para acelerar la recuperación o para probar los métodos de
recuperación) es a menudo llevada a cabo por plataforma HB de baja eficiencia.
Las mejoras de la
productividad de los pozos en aguas profundas del GoM han sido más
significativas que las recientes mejoras en el shale. La figura 2 muestra
curvas promedio de declinación de los pozos de petróleo shale (izquierda) y GoM
en aguas profundas (derecha) en dos períodos diferentes: 2011-2013 y 2014-2016.
Las mejoras fueron impulsadas predominantemente por la creciente contribución
de los pozos horizontales y la configuración de los pozos reforzados: laterales
más largos, más etapa de fracto por lateral, aumento de agente de sostén e
intensidad del fluido.
Sin embargo, la
productividad promedio en los primeros 1.5 años mejoró aún más, en un 41-42%,
en aguas profundas de GoM durante el mismo período. Un aumento significativo en
la productividad media de los pozos fue causado por la alta contribución al
promedio de varias instalaciones de aguas profundas en 2014-2016 (por ejemplo,
Jack/St. Malo, Lucius) donde un pozo típico producido a una tasa de más de
10-12 kbbl/d por más que 12 meses. Un pozo promedio reciente de GoM en aguas
profundas produjo 3,6 millones de barriles de petróleo durante los primeros 18
meses.
La producción de
petróleo en Estados Unidos alcanzó su máximo en el primer trimestre de 2015,
antes de entrar en una fase de declive consistente en medio de la caída de la
actividad en los principales yacimientos petroleros shale. La figura 3 ofrece
una visión general de los adicionales trimestrales de la producción de petróleo
en Estados Unidos en 2014-2016 por región y una perspectiva para 2017. La mayor
disminución acumulada durante la recesión fue entregada por las áreas que
cubren las grandes plays líquidos de shale fuera de la Cuenca Permian.
La producción total
de petróleo de la Williston Basin, Eagle Ford, Mid-Continent (Oklahoma) y los
Rockies (las cuencas DJ y Powder River) se contrajeron 830 kbbl/d desde el
primer trimestre de 2015 al 4 trimestre de 2016, disminuyendo cada trimestre.
Otra caída de 370 kbbl/d provino de los 48 campos Lower convencionales,
excluyendo el GoM y Alaska. Sólo dos fuentes de suministro de petróleo en
Estados Unidos se mantuvieron excepcionalmente resistente a lo largo de la recesión:
la cuenca Permian y el Golfo de México.
La producción de la
Cuenca Permian crecía cada trimestre, sumando 300 kbbl/d desde el primer
trimestre de 2015 al cuarto trimestre de 2016. Mientras estuvo expuesta a
interrupciones estacionales, la producción de GoM fue capaz de entregar un
crecimiento de 240 kbbl/d durante el mismo período, contribuyendo casi en igual
proporción con la cuenca Permian al limitado ritmo de declinación de la
producción total del petróleo de Estados Unidos.
El crecimiento
reciente de los recuentos de plataformas en los principales campos onshore
líquidos y la maduración de la producción básica sugieren una aceleración
inevitable del ritmo de las adiciones desde la cuenca de Permian ya en el
primer trimestre y de otras grandes plays shale en el segundo trimestre de
2017. El shale se convertirá en la principal fuente de crecimiento de la
producción en 2017. Sin embargo, la evolución de la actividad start-up
de aguas profundas en la segunda parte de 2016 posiciona a GoM para el
crecimiento prolongado en 2017. A menos que GoM se enfrente a otros apagones no
planificados como el reciente incendio en Phillips 66's Paradis Pipeline
Station, la producción de petróleo más alta de todos los tiempos será renovado
ya en el primer trimestre de 2017.
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