La producción de shale a escala mundial surgió hace poco y hasta ahora se ha limitado a Estados Unidos. En el figura 1 se revela que el shale ha tenido un impacto significativo en la producción de petróleo y gas estadounidense.
Y este es sólo un
humilde comienzo. Los nuevos aumentos considerables de producción pueden
esperar en Estados Unidos y la revolución shale es probable que se extienda,
con un desfase, en todo el mundo. Esto dará lugar a repercusiones fundamentales
para los mercados internacionales de energía.
Tratamos de
rastrear y explicar lo que ha pasado hasta ahora y lo que se puede esperar en
las próximas décadas como la revolución shale madura y gana propagación
internacional. Terminamos especulando brevemente sobre las implicaciones de
todo esto para los mercados de gas y de petróleo y la política de energía.
Los recursos en el
foco de nuestra atención, que comprende el gas shale y el coalbed methane junto con el gas tight y el petróleo tight, por lo
general, carecen de definiciones estrictas y que a menudo se superponen. Sin
embargo, todos se caracterizan por una baja permeabilidad que produce flujos
comerciales suficientes de perforación vertical. Simplificamos, siguiendo las
convenciones que se extendieron recientemente y refiriendo en lo que sigue a
todos estos recursos como gas shale y petróleo shale. En este momento, todos
los recursos shale se conocen como "no
convencionales". Evitamos este concepto, ya que es mucho más amplio
que nuestra definición de "shale",
sino también porque resulta subjetivo e inestable en el tiempo.
La revolución shale
es el resultado de los avances tecnológicos en la perforación horizontal y la
fracturación que han hecho enormes recursos de gas y petróleo inactivos económicamente
explotables. La tecnología fue desarrollada originalmente en Estados Unidos en
la década de 1940, pero su aplicación fue muy limitada hasta que fue
revolucionariamente mejorada con el cambio de siglo. Las características
geológicas y de ingeniería, con el gas y el petróleo en el lugar, la profundidad,
la permeabilidad, la porosidad, la riqueza orgánica, las saturaciones y la
presión del yacimiento son determinantes de los costos esenciales de yacimiento
de shale.
La explotación de
los shales se caracteriza por un alto rendimiento en el primer año, seguido a
fuertes caídas. La producción en el segundo año es típicamente en un 40% desde
el primer año con nuevas reducciones en los años siguientes. Nuevos pozos tiene
que ser perforados continuamente para mantener la producción, y la producción
reacciona rápidamente a los cambios de precios. Las inversiones se caracterizan
por periodos de recuperación cortos.
La explotación de
los recursos shale ha despertado preocupaciones ambientales generalizadas, con
pretensiones de grandes emisiones de metano, el uso no sostenible de agua dulce
y la contaminación de los acuíferos durante el proceso de fractura. La
expansión rápida y la aplicación a gran escala de la nueva tecnología ha
sufrido obviamente de problemas ambientales iniciales, pero muchas de las
afirmaciones parecen haber sido exagerados. Además, las investigaciones
recientes sugieren que muchos de los problemas están siendo superados a medida
que la tecnología madure y se somete a un control más estricto del medio
ambiente.
Hasta el 2005, la
producción de gas estadounidense fue negativa, con el más alto nivel, 560
millones de toneladas de petróleo equivalente (mtoe) registrados a principios
de 1970. En 2005, la tendencia se invirtió, y la producción se ha incrementado
un 42% a 664 mtoe en 2013.
El petróleo tuvo un
pico en 1970, a 534 millones de toneladas, de las que se redujo a 305 millones
de toneladas en 2008, el año del cambio de tendencia. El posterior aumento a
499 toneladas métricas en 2013 corresponde a un asombroso aumento del 64%.
Mientras que la revolución shale fue fundamental para los cambios de tendencia,
la evolución se acentuó por el fuerte aumento de los precios del gas shale de
Estados Unidos en el 2000 e igualmente un fuerte aumento de los precios
internacionales del petróleo 4 años más tarde.
La rentabilidad del
gas shale ha impulsado fuertemente el esfuerzo por identificar los recursos
shale y evaluar su potencial económico. En los últimos 10 años, la visión de la
situación de los recursos shale estadounidenses han experimentado un cambio
completo de la escasez a la abundancia. En 2008, el gas shale representó más de
la mitad de la producción total del gas estadounidense. Un estudio pone los
costos en el rango de entre 3 y 7 dólares/MMBTU, que se compara favorablemente
con la mayoría de las fuentes de gas del mundo.
Medlock informa que
una cuarta parte de los recursos shale estadounidenses identificados en 2009
son extraíbles en costos totales por debajo de los 3 dólares/MMBTU, a la par o
por debajo del costo de la gasolina convencional estadounidense. Los costos
dependen importantemente de la disponibilidad de líquidos cuyas ventas pueden
acreditarse en los costos de la extracción de gas. La explotación en larga
escala del petróleo shale en Estados Unidos es aún más reciente y el conocimiento
sobre la base de los recursos recuperables es altamente incompleto. Un análisis
realizado por la EIA pone el total en casi 8 billones de toneladas, que es
aproximadamente el 66% más que las reservas de petróleo probadas en general en
el país.
La producción de
petróleo estadounidense aumentó de forma espectacular de 305 millones de
toneladas a un estimado de 499 millones de toneladas en 2013, la mayor parte
del aumento atribuido al shale (Fig. 1).
Los recursos de
petróleo shale tienen costos típicamente más bajos que las oil sands canadienses o el crudo ultra profundo brasileño, los
cuales se estiman tendrán costos promedio de producción de alrededor de 70
dólares por barril. La explotación de petróleo shale en Norteamérica se
convierte ampliamente económica en los precios del petróleo algo por debajo de
los 50 dólares por barril. La producción fuera de Estados Unidos se ha
mantenido hasta ahora insignificante.
El mercado de
petróleo global está integrado por un simple precio global para una calidad
determinada. La revolución shale aún no ha tenido un impacto en el precio perceptible.
En gas, sin embargo, los mercados regionales existentes están separados por los
altos costos de transporte y estructuras de mercado diferentes, por lo que el
aumento del a producción estadounidense ha suprimido los precios en América del
Norte.
La figura 2 revela
que la desviación entre Estados Unidos y otros mercados aumentó
considerablemente a partir de 2009, cuando la expansión estadounidense de la
producción de shale ganó en velocidad. La figura también muestra los precios
estadounidenses en 2009-13 muy por debajo de los niveles registrados en
2003-08, antes del impacto en los precios de la subida de los suministros. Con
los costos del gas shale en un rango de 3-7 dólares/MMBTU, uno razonablemente
podría esperar una producción de shale que decline cuando los precios cayeron
de 6-8 dólares a 4 dólares o menos a partir de 2009.
De hecho, el número
de equipos de perforación dedicados al gas shale se redujo en cerca de 1.500 en
2008 a menos de 900 en 2011 cuando las plataformas fueron trasladadas al
petróleo shale. Sorprendentemente, sin embargo, esto no tuvo un impacto
evidente en el crecimiento de la producción de gas (figura 3). Dramáticamente
aumentó la eficiencia en las operaciones de perforación proporcionando una
explicación plausible para esta observación.
En general, la
producción de gas de Estados Unidos por plataforma en uso aumentó más de tres
veces entre 2008 y 2012. El paso a la explotación de los recursos más húmedos
con grandes retornos de los líquidos de gas, y de cobertura mientras que los
precios siguen siendo elevados, proporcionando explicaciones adicionales en el
desempeño de la producción de gas a partir de 2009.
El gas barato ha
sido una bonanza para Estados Unidos. La competitividad de la industria
petroquímica estadounidense se ha fortalecido considerablemente, para disgusto
de sus competidores europeos y japoneses. En términos generales, la economía
estadounidense se ha visto estimulada significativamente por el empleo, la
inversión y los efectos en los ingresos públicos de la actividad de gas shale.
Un cambio
considerable del carbón al gas se ha producido en la generación de energía,
dejando un excedente de suministro de carbón. La producción de carbón y los
precios del carbón cayeron entre 2007 y 2012, pero las exportaciones fueron más
del doble en ese período.
El aumento de los
suministros domésticos de gas han reducido drásticamente las necesidades de
importación de gas en Estados Unidos. Entre 2007 y 2012, las importaciones
totales se redujeron en un 32% a 80 mtoe, mientras que las importaciones de GNL
colapsaron en un 78% a 4.4 mtoe, haciendo que las facilities de importación de
GNL hicieran la conversión en exportadores. Numerosos proyectos de exportación
de GNL están actualmente previstos, y cuando está en pleno uso, su capacidad
aumentaría un 50% hasta 2012 de las exportaciones mundiales de GNL.
El colapso de las
importaciones de GNL estadounidense está teniendo algún efecto moderador sobre
los precios en Europa y Asia, los suministros de GNL destinados a Estados
Unidos son redirigidos a otros destinos. Sin embargo, esto ha sido
contrarrestado temporalmente por la explosión de la demanda japonesa tras el
desastre nuclear.
¿Y los
consumidores estadounidenses?
Los beneficios de
la revolución shale para industria estadounidense ha sido exhaustivamente
documentada. Pero ¿qué ha significado para los consumidores estadounidenses? La
respuesta, sorprendentemente, es muy poco, por lo menos en las estaciones de
servicio.
El mercado de
petróleo crudo estadounidense se ha desmarcado de manera significativa en el
mercado mundial debido a las severas restricciones a las exportaciones que
significan que el rápido crecimiento de la producción de crudo estadounidense
es efectivamente cautivo al mercado doméstico, presionando a la baja sobre los
precios. Los productos tales como la gasolina se pueden exportar libremente,
sin embargo, eso significa que sus precios siguen estableciéndose en el mercado
internacional.
Esto significa que
mientras que en las últimas semanas, el West Texas Intemediate, el marcador de
petróleo estadounidense, se ha negociado con un descuento de hasta 20 dólares
por barril para el Brent, el equivalente global, el descuento del valor de
referencia para la gasolina estadounidense, el New York RBOB a su contraparte
europea no ha sido más amplia que dos dólares por barril. Así que, ¿hay algo se
podía hacer para llevar los beneficios de la aceleración de la producción de
crudo estadounidense en los surtidores?
Según el Citigroup:
los responsables políticos estadounidenses podrían levantar la prohibición de
las exportaciones de crudo de Estados Unidos. "La gasolina, como un bien de consumo comercializado en todo el
mundo, se negocia contra el Brent. La prohibición de las exportaciones de crudo
sirve para bajar el WTI, dejando a las refinerías para capturar el diferencial
entre los crudos de Estados Unidos y los precios mundiales de la gasolina",
dijo el analista Seth Kleinman.
"Si los precios de la gasolina para los consumidores
estadounidense son un objetivo deseado, Estados Unidos debería estar exportando
crudo y la reducción del Brent y por lo tanto los precios de la gasolina global
en el proceso". Ahora, la idea de relajar las
reglas draconianas a las exportaciones de crudo en Estados Unidos, por lo
general, son desestimadas por los ejecutivos de la industria. Ellos se
preguntan lo que el presidente americano impulsaría una política que podría, en
caso de inestabilidad geopolítica en Medio Oriente, por ejemplo, conduciendo a
altos precios en los surtidores de gasolina. Pero también podría hacer lo
contrario.
"Si las exportaciones de crudo
estadounidenses son liberalizadas estrecharán la propagación y llevarán 5
dólares por barril del Brent en el proceso, a continuación ceteris paribus
(manteniendo las variables constantes), los
políticos estadounidenses podrían esperar para ver los precios de la gasolina
en Estados Unidos caer por 12 centavos por galón", dijo Kleinman.
Algunos analistas, sin embargo, sostienen que el crudo estadounidense barato ya
se está filtrando a través de los precios de la gasolina, al menos
parcialmente.
El crudo local de
bajo costo permite que las refinerías estadounidenses para producir
combustibles como el diesel por mucho menos que sus pares internacionales. Como
resultado, las refinerías de Estados Unidos han intensificado su producción de
diesel para el mercado de exportación, con su tasa de utilización superando
regularmente el 90%, según la US Energy
Information Administration.
Eso también está
creando un exceso de gasolina -que se produce junto al diesel- en momentos en
que la demanda estadounidense por la gasolina se está cayendo. En comparación
con el diesel, es relativamente difícil de exportar la gasolina, debido a que
el mercado europeo ya tiene un exceso de combustible. Por lo que algunos
analistas argumentan una mayor producción nacional de gasolina está poniendo
presión a la baja sobre los precios de Estados Unidos. "De una manera indirecta, mediante la
incentivación de la actividad de refinación más altos para producir diesel para
la exportación, el crudo local barato está poniendo presión a la baja sobre los
precios de la gasolina en Estados Unidos", dijo Jan Stuart, analistas
del Credit Suisse.
Pero incluso los
analistas como Stuart sostienen que el levantamiento de la prohibición de
exportación de crudo sería la forma más sencilla de garantizar los beneficios
de los consumidores alcance a los consumidores. Y no sólo a los consumidores.
También sería de gran ayuda para los productores de upstream en Estados Unidos.
BHP aumenta la
producción
BHP Billiton
invertirá 4 billones de dólares al año para intensificar la producción de sus
reservas shale de Estados Unidos y espera que el negocio genere 3 billones de
dólares de dinero anualmente para el final de la década, ayudando al grupo
minero más grande del mundo por capitalización de mercado a justificar las
apuestas costosas puestas sobre los activos hace dos años.
BHP dijo que la
producción shale estadounidense estaría en el break even a partir de 2016 y para el año siguiente llegaría a 500
mil barriles diarios, 70% más altos que hoy. La mayor inversión está por entrar
en los campos petroleros no convencionales del grupo en Texas, que duplicará su
producción de 200.000 barriles por día en el mismo periodo, según BHP.
"El onshore estadounidense está bien posicionado
para convertirse en otro generador de flujo de caja importante", dijo Tim Cutt, jefe de petróleo y potasa para BHP. Los grupos de
commoditites han estado bajo presión de los inversores para controlar los
gastos de capital y devolver efectivo, tras las inversiones y adquisiciones
durante el largo boom de los recursos.
La decisión de BP
de aumentar la producción shale significa que va a poner casi un 40% de su
gasto de capital en el negocio de petróleo este año. El grupo anglo-australiano
está más diversificado en gran medida la producción de petróleo y gas que sus
pares mineras globales, y pasó 20 billones de dólares en 2011 para ampliar sus
operaciones shale de Estados Unidos a través de adquisiciones. Por el contrario
se está reduciendo en algunas regiones, de conformidad con el mantra de Andrew
Mckenzie, jefe ejecutivo -que pasó muchos años en BP antes de pasar a la
minería- a invertir sólo en activos grandes y de larga duración en los país de
bajo riesgo.
En octubre, BHP
vendió los activos en el Mar de Irlanda a la italiana Eni y Cutt dijo que la
cartera sería más corta, con una inversión centrado cada vez más en Australia,
Estados Unidos y, potencialmente, Trinidad y Tobago. Se espera que el petróleo
y el gas generen casi un tercio del crecimiento de la producción de BHP para
2015. Con una producción de 236 millones de barriles equivalentes de petróleo y
petróleo y gas representaron una quinta parte de los ingresos del grupo en su
último ejercicio y una cuarta parte de los ingresos subyacentes -sólo superado
por el mineral de hierro.
BHP pagó 4.75
billones de dólares para comprar activos estadounidenses de Chesapeake Energy
en 2011, pero se vio afectado por la caída de los precios del gas y, posteriormente,
tomó un cargo por el 2.8 billones de dólares. En 2011, BHP también compró
Petrohawk por sus explotaciones no convencionales de petróleo en Texas y
Louisiana, pero es ampliamente visto que ha pagado más.
La mayor parte de
la inversión de BHP hará en el área Black Hawk de Eagle Ford shale en el sur de
Texas. Analista de JPMorgan dijo este mes que Eagle Ford ofreció algunas de las
mejores tasas internas de rentabilidad en la cartera de BHP.
BHP dijo que
también estaba concentrado en un área de la Permian shale, también en Texas,
donde se dijo en octubre que estaba buscando vender la mitad de sus activos, en
lo que supone una reestructuración para tratar de aferrarse a los acres de
exploración con las mejores prospectos. BHP intenta mantener el gasto de
capital de 16 billones de dólares este año, comparado con los 22 billones del
año pasado, y el gasto va a disminuir aún más. "En los niveles de alrededor de 15 billones de dólares, tengo
mucha confianza de que podemos crecer y proporcionar un retorno adecuado de
efectivo a nuestros accionistas", dijo Mackenzie esta semana.
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