Algunas veces las nuevas palabras son adiciones útiles al lenguaje. A veces pueden crear confusión. "Fracklog" es el neologismo pegadizo que explica la acumulación de pozos no fracturados. Es una de las razones por las que la producción de crudo estadounidense seguramente subirá pese a que las compañías han desactivado más de un tercio de las plataformas que estaban perforando para extraer petróleo en octubre. Aproximadamente 85% de los pozos estadounidenses no están siendo completados en este momento, dijo en una entrevista el 2 de marzo Harold Hamm, máximo responsable ejecutivo de Continental Resources.
Algunos analistas
piensan que esta táctica, que se extendió en toda la industria, será importante
más adelante en el año. Argumentan que tan pronto como los precios del crudo se
recuperen un poco, las empresas comenzarán la producción de esos pozos sin
terminar, agregando un suministro extra en el mercado. Esto podría ahogar la
recuperación en los precios.
Los perforadores
que invirtieron millones horadando pozos a través de la roca de esquistos rica
en petróleo están esperando que los precios suban para abrir el grifo. Sobre la
base de las estimaciones de Wood Mackenzie Ltd. y RBC Capital Markets LLC,
desde North Dakota hasta Texas, hay más de 3,000 pozos que fueron perforados
pero no explotados. La espera otorga a productores como Apache Corp. y EOG
Resources Inc. una mejor probabilidad de recibir un precio más alto. “Efectivamente, la roca es el depósito”,
dijo por teléfono Troy Cook, analista de la Administración de Información
Energética en Washington D.C. “Pudiendo sostenerlo, ciertamente se podría optar
por esperar hasta que el precio suba”.
“Aun clausurando todas las perforaciones y
limitándose a completar los pozos, estamos hablando de medio año de crecimiento
de la producción”, dijo Harold York, vicepresidente de investigación
energética integrada en la compañía consultora Wood Mackenzie.
EOG espera sumar
cerca de 85 pozos sin terminar este año, mientras que Anadarko Petroleum dijo
recientemente que perforará pero no completará 125 pozos este año. Apache dijo
que aplazará algunas terminaciones, sin dar un número, mientras que Chesapeake
Energy dijo que planeaba construir un "poco
de inventario" en pozos sin terminar en el shale de Eagle Ford.
Para algunos
productores, aplazar terminaciones tiene sentido. El completado de un pozo
puede dar cuenta de entre la mitad y tres cuartas partes de su costo total, por
lo que la desaceleración de las terminaciones es una forma rápida de empezar a
entregar los recortes en el gasto de capital.
El contango en los
futuros del crudo, con precios significativamente más altos para el próximo año
que para las ventas inmediatas también crea un incentivo para dejar el petróleo
en la tierra y extraerlo en una fecha posterior. Y con la actividad en una
fuerte desaceleración, el costo de terminación de los pozos podría ser menor a
finales de año, lo que haría que las empresas que proveen fracking y otros servicios recortaran sus tasas. Sin embargo,
todavía no está claro qué tan generalizada es realmente la práctica del
aplazamiento de las terminaciones.
La diversidad de
productores shale estadounidenses hace que sea difícil generalizar acerca de
sus estrategias. La extrapolación de las grandes empresas, financieramente
sólidas como EOG y Anadarko es particularmente peligrosa. No es probable que
hay muchos productores del shale, con pagos de deuda por cumplir o préstamos
por pagar, que no pueden permitirse el lujo de un fracklog. También pueden tener compromisos con contratistas de
perforación que significa que hay límites en lo rápido que pueden establecer
las plataformas. Si han pagado por las plataformas ya, pueden también
utilizarlas.
De hecho, otros
productores de petróleo shale líderes como Marathon Oil, Whiting Petroleum y Hess, han dicho que no
tienen la intención de aplazar terminaciones en absoluto. El número de pozos "en espera en los servicios de terminación" ha ido
aumentando de forma pronunciada en Dakota del Norte, donde se encuentra la
prolífica formación shale Bakken. Han pasado de un promedio de alrededor de 650
en octubre pasado a 825 a finales de enero.
Parte de ese
aumento puede ser, sin embargo, debido a las regulaciones estricta sobre la
quema. En el cuarto trimestre del año pasado y de nuevo en el inicio de este
año Dakota del Norte cortó la proporción de gas asociado de los pozos de
petróleo que puede ser quemado, lo que obligó a los productores a elaborar
otras soluciones.
Otros también
pueden estar esperando los recortes en los impuestos estatales de Dakota del
Norte en la producción de petróleo que entrará en funcionamiento una vez que el
crudo West Texas Intermediate ha estado por debajo de 55.09 dólares por cinco
meses consecutivos, un punto que parece que va a ser alcanzado en mayo. Wood
Mackenzie, la consultora, espera que a través de Estados Unidos, el fracklog
será, en realidad, menor al final del año que su estimación de alrededor de
3.000 hoy.
Las empresas de
exploración y producción estadounidenses pueden ser capaces de mantener su
producción este año, pero sólo a través de intensos esfuerzos para mejorar la
productividad y reducir los costos.
Las reglas del
fracking estadounidense buscan equilibrio en el boom shale
El gobierno Obama
ha tomado su paso más grande aún para regular el fracking en tierras federales al imponer nuevas salvaguardas
ambientales en la técnica que ha convertido a Estados Unidos en una
superpotencia energética del shale y volcando los mercados energéticos
mundiales. En un movimiento que será seguido de cerca por otros países que
debaten el desarrollo shale, dijo que el gobierno iba a introducir nuevas
reglas para prevenir la contaminación del agua de fracking en tierras federales, donde se han perforado unos 1 00.000
pozos de petróleo y gas.
Las reglas fueron
condenadas por la industria de petróleo y gas, un "reflexive foe" del presidente Barack Obama. Pero la Casa
Blanca se resiste a frustrar un boom de energía que tiene trabajos cedidos,
gasolina barata y la perspectiva de la independencia energética de Estados
Unidos. "Esto no debe interponerse
en el camino de la revolución del shale en absoluto. No es muy estricta",
dijo Rachel Pierson, analista de energía de Beacon Policy Advisors. "La Casa Blanca va a permitir que siga
rodando".
Brian Deese, un
alto asesor de la Casa Blanca, dijo que las reglas serían buscar lograr un
"equilibrio adecuado" entre
la salud y la seguridad y el crecimiento económico en una industria que ha
hecho una gran contribución a la recuperación de Estados Unidos. Las
preocupaciones ambientales han frenado fracking en Europa, a pesar de la
creciente preocupación por la dependencia de la región de energía rusa, con
Francia y Bulgaria imponiendo prohibiciones totales.
Sally Jewell,
secretario del interior, reconoció que el desarrollo explosivo de la energía
shale bajo Obama dejó a los reguladores
luchando por mantener el ritmo. "Necesitamos
actualizar nuestras regulaciones para asegurar que puedan seguir el ritmo de
evolución de la tecnología", dijo. Las reglas cubren la integridad de
los pozos perforados, la eliminación de las aguas residuales y la divulgación
pública de los productos químicos del fracking.
El terreno federal
donde las nuevas regulaciones se aplican cuentan aproximadamente el 11% de la
producción de gas natural y el 5% de la producción de petróleo de Estados
Unidos, pero la Casa Blanca quiere que las reglas sirvan como un modelo para los
reguladores estatales supervisen la industria del petróleo y el gas en terrenos
privados. Aunque una caída del precio del petróleo tiene a los nuevos
desarrollos congelados, la producción shale ya ha aumentado la producción de
petróleo de Estados Unidos a partir de 5m de barriles por día en 2008 a 9,4m y
se convirtió a Estados Unidos en el mayor productor de gas natural del mundo.
Obama ha celebrado
los beneficios climáticos del gas natural, ya que produce menos contaminantes
que atrapan el calor que el carbón quemado para la electricidad, pero Jewell
reconoció "mucho miedo"
entre el público sobre el impacto local de la fractura hidráulica de las aguas
subterráneas. Dijo que las nuevas normas eran "esenciales" para el desarrollo responsable y alabó los beneficios
económicos de la revolución shale. "Ha
sido muy importante para Estados Unidos en términos de independencia energética
y reducir el precio del petróleo debido al aumento de los suministros",
dijo.
Algunos grupos
ambientales siguen estando incómodos con el entusiasmo de Obama por el petróleo
y gas shale. Athen Manuel, director de protección de tierras para Sierra club,
dijo: "Ha sido una frustración, que
cuando nos fijamos en la política climática, el tema del mantenimiento de los
combustibles fósiles en la tierra ha estado más lento".
Erik Milito,
director del American Petroleum Institute, un grupo de lobby de petróleo, dijo
que las reglas eran "innecesarias"
porque duplican las regulaciones estatales existentes. Otros dos grupos de
comercio de energía presentaron una demanda contra las reglas. El Departamento
del Interior minimizó su impacto en las empresas, diciendo que el cumplimiento
de las reglas tendría un costo menos a los 0.25 centavos de costo de
perforación por pozo.
Trayectoria del
shale fuera de Estados Unidos
Después de pasar
más de cinco años y miles de millones de dólares tratando de recrear el boom
del shale estadounidense en el extranjero, algunas de las mayores empresas
petroleras del mundo están empezando a abandonar en medio de un colapso mundial
en los precios del crudo. Chevron Corp., Exxon Mobil Corp. y Royal Dutch Shell
han empacado casi todo su wildcatting
de fracturación hidráulica en Europa, Rusia y China. Las razones varían de las
sanciones en Rusia, la prohibición en Francia, una moratoria en Alemania y los
pobres resultados en Polonia hasta los bajos precios del crudo de lo que puede
costar para producir un barril de petróleo shale.
Chevron detuvo sus
últimas operaciones de fracking europeas en febrero, cuando se retiró de
Rumania. Shell dijo que está recortando el gasto del shale en todo el mundo en
un 30% en lugares como Turquía, Ucrania y Argentina. Exxon se ha retirado de
Polonia y Hungría, y sus operaciones de fracking alemán están en espera.
El resultado: Fuera
de Estados Unidos, donde fracking ha producido un exceso histórico del
petróleo, sólo China, Argentina y Canadá tienen la producción de shale
comercial, la U.S. Energy Information Administration dijo que, aunque Estados
Unidos es menos que el 10% de las reservas shale estimadas en el mundo. Europa,
incluyendo a Rusia, y China solo tienen casi el triple de las reservas de
Estados Unidos, según EIA.
"El ritmo de desarrollo fuera de América del
Norte es más lento de todo el mundo que la gente pensaba que sería",
dijo Simon Henry, director financiero de Shell, dijo en una entrevista
reciente. Una recuperación de los precios del petróleo podría cambiar la
ecuación, dando a las grandes empresas más espacio para hacer apuestas
arriesgadas en shale. Y aún existen puntos brillantes para los buscadores de
shale fuera de América del Norte.
Regiones en
Argentina y en Argelia parecer ser "tan
buenos como Estados Unidos", dijo Faouzi Aloulou, un director de
project manager de EIA que analiza las perspectivas de shale. Dos empresas
francesas y una empresa británica planean perforar en el Reino Unido, donde hay
un debate sobre la salud de la práctica y los efectos ambientales. En Polonia,
las pequeñas empresas -del tipo de las pioneras del boom de shale
estadounidense- siguen perforando a pesar de los resultados desalentadores de
sus rivales grandes. "La publicidad
es mala, pero la realidad es que va a estar abajo de las pequeñas empresas para
probar el play, como lo hicieron en Estados Unidos", dijo Oisín Fanning,
director ejecutivo de San Leon Energy, un explorador que cotiza en el Reino
Unido y que anunció un descubrimiento de gas comercial en Polonia en febrero y
espera que sus primeras ventas ocurran a principios de 2016.
A diferencia de los
proyectos a largo plazo que las grandes empresas petroleras del mundo están
especializadas, en los pozos shale tienden a tener una vida corta, y el
desarrollo de un campo shale requiere perforar muchos agujeros en un periodo
corto de tiempo. La tecnología funcionó bien para los pequeños productores de
América del Norte, pero los gigantes petroleros como Exxon y Shell, con sus
gruesas capas de gestión y los procesos de perforación de aprobación lentos, en
gran parte perdido en los beneficios allí.
Conociendo a otros
países que tienen shale, las grandes empresas en la última década miraron a
otro lugar para ver si podían construir un boom a partir de cero. Los
funcionarios de Europa del Este que estaban deseosos de destetar a sus naciones
el suministro de gas de Rusia dio la bienvenida a los exploradores. Chevron
comenzó a finales del pasado decenio a invertir en Rumania, Lituania y Polonia,
que algunos geólogos y especialistas en petróleo de desarrollo empresarias dijo
que tuvo un atractivo potencial shale en Europa.
"En Polonia que tenía una mezcla de una
estimación de los recursos más alta, junto un gobierno interesado en la
promoción del gas shale para reducir la dependencia del gas ruso",
dijo Richard Sarsfield-Hall de la consultora finlandesa de ingeniería Pöyry.
Pero los resultados reales de la perforación en Polonia fueron decepcionantes.
Chevron mantiene la
perforación, incluso después que EIA en 2013 redujo sus estimaciones de
reservas de gas shale en Polonia en un 20% y otros productores como la francesa
Total, que tiró la toalla. Para el 2014, la apuesta de Chevron para Europa
Oriental no se veía bien. El otoño pasado, el presidente de Rumania dijo que el
país no parecía tener recursos shale. Luego, en enero, Chevron dijo que había
decidido abandonar Polonia.
"La oportunidad del gas shale en Europa
Central y Oriental no compiten con otras oportunidades dentro de la cartera
mundial de Chevron", dijo un portavoz. La compañía aún está evaluando
la exploración de gas shale en Sudáfrica, dijo un portavoz. ConocoPhillips es
la única petrolera grande que sigue trabajando en Polonia.
Exxon tuvo
decepciones similares en Hungría, que abandonó en 2009, y Polonia, que se
despidió en 2012. Los esfuerzos de Exxon en Alemania se han visto frustrados
por una moratoria fracking y las sanciones occidentales sobre Ucrania han
mantenido y otras compañías petroleras internacionales de desarrollo de shale
en Rusia. Ahora, un portavoz de Exxon dijo, la empresa sólo tiene en curso
fuera de América del Norte es en Argentina y Colombia.
Uno de los problemas
de las empresas se han enfrentado es el alto costo de la perforación del shale
fuera de Estados Unidos, cuando los precios del petróleo son bajos. Los pozos
de exploración en nuevas áreas requieren experimentación y carecen de las
economías de escala en un área más desarrollada. Los pozos en Polonia y China
puede llegar a costar hasta 25 millones de dólares cada uno, mientras que los
pozos americanos tiene un precio promedio de 5 millones de dólares, dijo
Melissa Stark, autora principal de un informe en 2014 sobre el shale para
Accenture LLP.
Shell discutió por
primera vez la exploración con los funcionarios chinos en 2006, dijo gente
familiarizada con el tema. En ese momento, la empresa anglo-holandesa estaba
buscando recursos shale en todo el mundo, e hizo acuerdo con Suecia, Turquía,
Rusia y Ucrania. El conflicto de Ucrania y las sanciones resultantes
descarrilaron planes de Rusia y Ucrania. Shell abandonó Suecia en 2011 después
de la exploración no tuvo éxito. Un portavoz de Shell dijo que la empresa está
analizando los resultados de los pozos perforados con un socio en Turquía, y
está a la espera de saber del gobierno de Sudáfrica acerca de continuar con los
proyectos shale allí.
En China, Shell
descubrió el gas shale en 2011. Pero la geología problemática, la
infraestructura y las protestas locales retrasaron el progreso. El otoño
pasado, Shell decidió retirar sus esfuerzos allí. Stark de Accenture dijo que
los países con fuertes empresas nacionales de petróleo como China, Argentina y
Arabia Saudita fueron las más propensas a conducir el desarrollo fuera de
Estados Unidos. Ellos tienen un mandato para extraer los recursos de sus
países, el apoyo de los gobiernos y un montón de dinero. "Se necesita un jugador con mucho dinero y que puede estar allí
durante varios años", dijo. Las empresas estatales "están ahí para que se puede invertir
en el largo plazo".
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