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13/12/2013 | Análisis: Las transformaciones económicas de la industria del shale estadounidense

De Nuestra Redacción

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.


Offnews.info (Argentina)

 


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