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20/04/2017 | Análisis: Los fondos de inversión apuestan al shale

De Nuestra Redacción

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.

 

Offnews.info (Argentina)

 



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