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28/11/2017 | La crisis de mitad de vida del boom del fracking

De Nuestra Redacción

Los precios del crudo que fluctúan entre 50 y 60 dólares por barril han mantenido a los productores shale estadounidenses estancados en el borde de la rentabilidad. Eso no ha sido suficiente para terminar con el boom de petróleo en lugares como Dakota del Norte, Texas y New Mexico, al menos no todavía. Los perforadores se dirigen a 2018 a la defensiva, ya que enfrentan el escepticismo de los accionistas que quieren ver menos inversión y más ganancias. También pueden estar descubriendo que gran parte del petróleo fácil ya ha sido bombeado.

 

"Existe la complacencia de que el shale continuará produciendo al tipo de volúmenes que teníamos en el pasado", dijo Jim Brilliant, gerente de manager de Century Management Investment Advisors en Austin, cuyas inversiones incluyen acciones en compañías relacionadas con la energía. La producción no ha cumplido las expectativas recientemente. A partir de junio, la U.S. Energy Information Administration esperaba un promedio de alrededor de 9.3 millones de barriles por día, más de 220.000 barriles por días más que las compañías informaron.

Los inversores están exigiendo que las empresas vendan sus tenencias más débiles, reduzcan el gasto y paguen sus deudas, escribió Paul Sankey, analista de Wolfe Research LLC, en una nota el último 5 de septiembre. Los productores shale comercializan tradicionalmente como empresas en crecimiento. Con pocas excepciones, evitan pagar dividendos y comprar acciones, y en su lugar buscar su dinero con más perforaciones.

Muchos siguen gastando más que su flujo de caja. Pero sus acciones no han cooperado con esta estrategia: si bien el mercado bursátil alcanzó niveles récord este año, un índice S&P de exploradores y productores de petróleo y gas se ha desplomado alrededor del 17%. "Creo que la gente está decepcionada por todas las razones correctas", dijo Tom Driscoll, analista de energía de Barclays.

Los incentivos salariales ejecutivos para las empresas de exploración y producción también están bajo el escrutinio de los inversores. "Los planes de compensación establecidos por los boards corporativos de E&P alientan a estas empresas a aumentar la producción a casi cualquier costo", dijo Kevin Holt, director de inversiones de acciones de valor de Invesco. Por ejemplo, el pago puede estar vinculado a volúmenes de ventas o adiciones a reserva, en lugar de medidas de flujo de efectivo. La estrategia "construye el valor neto personal de los CEO pero no hace nada por los accionistas para quienes son fiduciarios legales", dijo Holt.

Los perforadores también enfrentan preguntas técnicas sobre la sostenibilidad del boom shale. Pioneer Natural Resources Co. y Parsley Energy Inc. informaron una producción de gas natural mayor a la esperada de sus pozos en agosto. Eso hizo que las acciones cayeron, porque los traders lo tomaron como una señal de que el flujo de petróleo, que es más lucrativo, podría alcanzar su punto más rápido de lo que la industria esperaba. (A medida que los años envejecen, tienden a producir más gas y menos petróleo). Las compañías dijeron que su producción de petróleo no había disminuido, mientras que los analistas descartaron las preocupaciones como exageradas.

Aun así, el ataque de ansiedad del mercado se produjo en medio de otras señales de advertencia. En julio, el administrador de inversiones con sede en Londres, Horseman Capital Management Ltd., tomó nota de los datos del gobierno que mostraban que los pozos shale de Estados Unidos se estaban agotando a un ritmo acelerado y cuestionaron si era el resultado de una perforación cada vez más intensa. Más tarde, la consultora de la industria, Wood Mackenzie advirtió que el desarrollo vertiginoso podría estar "probando los límites geológicos" de la joya de la corona shale estadounidense, la prolífica Cuenca Permian, que se extiende a ambos lados de Texas y New Mexico. "Si nos fijamos en lo que la industria está dispuesta a hacer en los próximos tres años en Permian, van a presionan en la roca más de lo que alguna vez hemos empujado en un play shale", dijo Robert Clarke, director de investigación para Wood Mackenzie. Un déficit en última instancia podría afectar los precios mundiales del petróleo.

Para algunos productores, eso será una buena noticia, si pueden mantener sus propios pozos bombeando a medida que se desacelera el crecimiento general de la producción, permitiendo que suban los precios. "La producción estadounidense no es casi el Big Bad Wolf que todo el mundo piensa", dijo Mark Papa, director ejecutivo de Centennial Resource Development Inc., dijo en una conferencia de inversores en New York en septiembre. Pero los consumidores de petróleo podrían sufrir un shock.

La atracción del "burning champagne"

 

La quema de gas natural para generar electricidad a menudo ha parecido un lujo costoso. Las centrales eléctricas a gas convencional y (relativamente) limpias, siempre han sido una opción atractiva, pero se han visto limitadas por la disponibilidad y el costo de combustible. El US Powerplant and Industrial Fuel Use Act de 1978 prohibió la construcción de centrales eléctricas alimentadas por gas o por petróleo que tampoco tenía la capacidad de quemar carbón u otro combustible alternativo, debido a los temores de escasez. Tan recientemente como en 2008, Fulvio Conti, entonces director ejecutivo del grupo eléctrico italiano Enel, describió el uso de gas natural para alimentar las centrales de energía como "burning champagne": atractivo en muchos sentidos, pero ruinoso si intentas hacerlo por demasiado tiempo. Desde la revolución shale estadounidense, sin embargo, el gas se ha vuelto cada vez más abundante.

Hay recursos de gas shale en todo el mundo, y países como Argentina intentan emular el boom que elevó la producción de gas natural de Estados Unidos en aproximadamente un 50% durante el período 2005-2015. Mientras tanto, el mercado mundial está inundado de GNL, y los precios más bajos están impulsando la demanda. Sin embargo, a medida que las preocupaciones sobre el precio y la disponibilidad de gas se han aliviado, las dudas sobre sus credenciales medioambientales comenzaron a acumularse. Es cierto que la generación a gas es mucho más limpia que el carbón en términos de partículas finas y el nitrógeno y los óxidos de azufre que causan el smog y la lluvia ácida, pero el impacto neto del gas barato en el sistema eléctrico en general se silencia si desplaza cero emisiones de energía renovable y energía nuclear.

Y aunque las centrales a gas emiten mucho menos dióxido de carbono por megawatt hora que las centrales a carbón, el metano, que es lo que el gas natural es en su mayoría, también es un potente gas de efecto invernadero. Las fugas de producción, el procesamiento y el transporte de gas, en algunos cálculos, significan que hay poco o ningún beneficio neto de emisiones al cambiar la generación de carbón a gas. Otros estudios, sin embargo, han concluido que todavía hay "beneficios climáticos robustos" por cambiar de carbón a gas.

Hace algunas semanas, la Agencia Internacional de Energía participó en este debate publicando un artículo de comentario que estará en su informe World Energy Outlook 2017. Esto apoya el caso del gas, argumentando que tiene "muchas menos emisiones de gases de efecto invernadero que el carbón cuando se genera calor o electricidad", incluso teniendo en cuenta la fuga de metano. Sin embargo, agrega que también un "caso convincente para tomar medidas adicionales" para reducir la fuga de metano, señalando que esos movimientos a menudo también tendrían beneficios financieros.

El Public Investment Fund de Arabia Saudita ha patrocinado un foro internacional en Riyadh, descrito como "Davos in the desert", en el cual los líderes del reino han estado hablando sobre sus planes para el desarrollo económico. La ambiciosa propuesta de una inversión de 500 billones de dólares en una nueva zona económica, destinadas a ser pionera en el desarrollo de energía renovable y la robótica, acaparó las titulares.

También hubo noticias importantes sobre la salida a bolsa internacional prevista para Saudi Aramco, que sería la más grande de la historia si se llevara a cabo. La importancia de esa advertencia fue subrayada por el titular de la bolsa de Arabia Saudita, quien dijo que quería una cotización "exclusiva" para Aramco, y por el ministro de finanzas del reino, dejando en claro que la oferta internacional de acciones era solo una opción para la privatización. Los comentarios de Mohammed Al-Jadaan, que fue nombrado ministro de Finanzas en noviembre pasado, confirmaron la primicia de Financial Times de hace un par de semanas, destacando la posibilidad de que la IPO internacional pueda ser archivada.

El período establecido por la US Federal Energy Regulatory Commission para comentario sobre el plan de la administración Trump para ayudar a las centrales eléctricas a carbón y la nuclear terminó hace algunas semanas. Algunos de los grandes nombres de negocio de Estados Unidos se opusieron al plan, incluidos Microsoft, Walmart y ExxonMobil, pero hubo un apoyo de algunas utilities e industrias mineras y nucleares. Algunas de las críticas más fuertes vinieron de PJM Interconnection, que opera la red de transmisión de energía en un área que se extiende desde New Jersey hasta Michigan y Tennessee. El daño causado a la red de Puerto Rico por el huracán Maria ha causado el peor apagón en la historia de Estados Unidos, en términos de horas de suministro de energía perdidas, según Rhodium Group.

La adjudicación de un contrato de 300 millones de dólares para restaurar la red a una pequeña compañía de Montana llamada Whitefish Energy ha caudado una gran preocupación. La revista The Economist observó que incluso antes de Maria, la red de Puerto Rico era "un desastre". Elon Musk reportó un rápido éxito luego de su oferta de ayuda para la isla, restaurando la energía de un hospital para niños con paneles solares y baterías de Tesla. Él lo describió como "el primero de muchos" proyectos en curso en la isla.

El crudo Brent subió recientemente a más de 60 dólares por barril, por primera vez desde 2015. Por el momento, 60 dólares han parecido un techo para el crudo, basado en las expectativas de que un precio más alto alentaría un aumento de la actividad y la producción de la industria del petróleo shale estadounidense. Las señales de que los inversores están cada vez menos dispuestos a financiar las pérdidas continuas en el shale aumentan un interrogante sobre esas expectativas, pero en el pasado los precios más altos han socavado bastante rápidamente cualquier intento de un enfoque más disciplinado por parte de la industria.

La producción de shale estadounidense y la continuidad geopolítica

 

En 2008, cuando el National Intelligence Council (NIC) de Estados Unidos publicó su volumen Global Trends 2025, una predicción clave fue una competencia energética más estricta. La demanda china crecía y las fuentes no pertenecientes a la OPEP como el Mar del Norte se estaban agotando. Después de dos décadas de precios bajos y relativamente estables, los precios del petróleo se dispararon a más de 100 dólares por barril en 2006. Muchos expertos hablaron del "peak oil" -la idea de que las reservas se habían "llegado al tope"- y anticiparon que la producción se concentraría en Medio Oriente, de bajo costo, pero inestable, donde incluso se pensaba que Arabia Saudita estaba completamente explorada, sin más campos gigantes que puedan ser encontrados.

Estados Unidos consideró que dependía cada vez más de las importaciones de energía, y esto, junto con el aumento de los precios, se consideraba un límite importante para la influencia geopolítica estadounidense. El poder se había desplazado a los productores.

Los analistas de NIC no descuidaron la posibilidad de una sorpresa tecnológica, pero se enfocaron en la tecnología incorrecta. Haciendo hincapié en el potencial de las energías renovables como la solar, la eólica y la hidroeléctrica, perdieron el acto principal. El verdadero breakthrough fue la revolución de la energía shale. Si bien la perforación horizontal y la fracturación hidráulica no son nuevas, su aplicación pionera en la roca shale sí lo fue. Para 2015, más de la mitad de todo el gas natural producido en Estados Unidos provenía del shale.

El boom shale ha impulsado a Estados Unidos de ser un importador de energía a un exportador de energía. El Departamento de Energía estadounidense estima que el país tiene 25 billones de metros cúbicos de gas shale técnicamente recuperable, que, cuando se combina con otros recursos de petróleo y gas, podría durar dos siglos. La International Energy Agency ahora espera que Norteamérica sea autosuficiente en energía en 2020. Las instalaciones construidas para recibir importaciones de gas natural licuado (GNL) se han convertido en procesos de exportaciones.

Los mercados mundiales también se han transformado. Anteriormente, los mercados de gas estaban geográficamente restringidos por la dependencia de las tuberías. Eso le dio poder de mercado a Rusia, que lo utilizó para ejercer influencia política y económica sobre sus vecinos europeos. El GNL ahora ha agregado cierto grado de flexibilidad a los mercados de gas y ha reducidos el leverage ruso. En 2005, solo 15 países importaron GNL; hoy, ese número se ha triplicado.

Además, la escala más pequeña de los pozos shale hace que respondan mucho más a las fluctuaciones en los precios del mercado. Es difícil activar y desactivar las inversiones multimillonarias en campos de petróleo y gas tradicionales; pero los pozos shale son más pequeños, más baratos y más fáciles de iniciar y detener a medida que cambian los precios. Esto significa que Estados Unidos se ha convertido en el llamado productos swing capaz de equilibrar la oferta y la demanda en los mercados mundiales de hidrocarburos.

Como Meghan O’Sullivan, de la Harvard University, señala en su nuevo e inteligente libro Windfall, la revolución del shale tiene una serie de implicaciones para la política exterior de Estados Unidos. Ella argumenta que la nueva abundancia de energía aumenta el poder de Estados Unidos. La producción de energía shale impulsa la economía y crea más empleos. La reducción de las importaciones ayuda a la balanza de pagos. Los nuevos ingresos fiscales alivian los presupuestos gubernamentales.

La producción de energía shale impulsa la economía y crea más empleos. La reducción de las importaciones ayuda a la balanza de pagos. Los nuevos ingresos fiscales alivian los presupuestos gubernamentales. Una energía más barata fortalece la competitividad internacional, en particular para la industria que consumen mucha energía, como petroquímicos, aluminio, acero y otros.

También hay efectos políticos domésticos. Uno es psicológico. Durante algún tiempo, muchas personas en Estados Unidos y en el extranjero han creído en el mito del declive estadounidense. El aumento de la dependencia de las importaciones de energía se citó a menudo como evidencia. La revolución shale ha cambiado eso, demostrando la combinación de iniciativa empresarial, derechos de propiedad y mercados de capital que constituyen la fortaleza subyacente del país. En ese sentido, la revolución shale también ha mejorado el soft power americano.

Los escépticos han argumentado que una menor dependencia de las importaciones de energía hará que Estados Unidos se retiren de Medio Oriente. Pero esto malinterpreta la economía de la energía. Una interrupción importante como una guerra o un ataque terrorista que detuvo el flujo de petróleo y gas a través del Estrecho de Hormuz llevaría los precios a niveles muy altos en Estados Unidos y entre sus aliados en Europa y Japón. Además, Estados Unidos tiene muchos intereses distintos al petróleo en la región, como la no proliferación de armas nucleares, la protección de Israel, los derechos humanos y el contraterrorismo.

Estados Unidos puede ser cauteloso sobre extenderse demasiado en Medio Oriente, pero eso refleja su experiencia con la costosa invasión de Irak y la agitación general de las revoluciones de la Primavera Árabe, en lugar de ilusiones de que el shale produce la "independencia energética" política. La capacidad de Estados Unidos de utilizar sanciones petroleras para obligar a Irán a negociar el fin de su programa de armas nucleares no solo dependía de la voluntad de Arabia Saudita de compensar las exportaciones de Irán de un millón de barriles por día, sino también de las expectativas generales creadas por la revolución del shale.

Otros beneficios de la energía shale para la política exterior estadounidense incluyen la capacidad decreciente de países como Venezuela para usar el petróleo para comprar votos en Naciones Unidas y en organizaciones regionales de pequeños estados caribeños, y la menor capacidad de Rusia para coaccionar a sus vecinos amenazando con cortar los suministros de gas. En resumen, ha habido un cambio tectónico en la geopolítica de la energía.

Aunque nadie puede saber el futuro de los precios de la energía, los modestos precios mundiales pueden durar algún tiempo. Tanto la tecnología como la política podrían, por supuesto, anular esta predicción. Los avances tecnológicos podrían aumentar la oferta y reducir los precios; la política es más probable que interrumpa el suministro y haga que los precios aumenten. Pero es improbable que las interrupciones sean agudas o duraderas a raíz de la revolución shale, que es lo que la convierte en una revolución geopolítica también.

 

Sobre Jones Act y las carencias de logística

Estados Unidos ha estado enviando sus riquezas petroleras shale a diferentes partes del mundo, incluyendo a Canadá e India, inspirando a los funcionarios de la Casa Blanca a reflexionar sobre el "dominio de energía" estadounidense. Pero un lugar que está comprando muy poco de este crudo es el patio trasero de los funcionarios. Hace algunas semanas, mientras Estados Unidos reportaba un récord de 2 millones de barriles por día en exportaciones de petróleo crudo, las refinerías ubicadas en la carretera desde Washington en la costa este importaron cerca de 900.000 b/d, mayormente de África.

Una gran razón es la Jones Act. Tras el fin de la Primera Guerra Mundial, el gobierno de Estados Unidos intentó controlar y fortalecer la industria naval del país ante el peligro de los submarinos alemanes, que habían hundido cerca de 5000 buques durante el conflicto. El Congreso aprobó en 1920 la Ley de la Marina Mercante, también conocida como Jones Act, que nacionalizaba la industria de la construcción naval y, también, el tráfico de los buques mercantes en Estados Unidos. La ley estipula que únicamente los barcos estadounidenses pueden llevar mercancías y pasajeros de un puerto a otro de este país.

La administración Trump renunció a la Jones Act durante 10 días, luego de la devastación causada por los huracanes en Puerto Rico, lo que desencadenó renovadas solicitudes para su derogación. Lo que anima a los críticos en el mercado del petróleo con respecto a la Jones Act es que aumenta el costo de envío del crudo desde la costa del Golfo a la costa este por encima de la tarifa cobrada por los transportistas con bandera extranjera.

Eso ayuda a incentivar las exportaciones de los campos petroleros de Texas y las importaciones de refinadores en el este. La dependencia en el envío refleja el hecho de que ningún oleoducto cruza los campos petrolíferos del centro de Estados Unidos con la costa este. "Básicamente es una limitación para la operación eficiente del mercado petrolero", dijo Sandy Fielden, directora de investigación de materias primas y energía en Morningstar.

Los legisladores estadounidenses liberalizaron el comercio de petróleo crudo en diciembre de 2015, permitiendo exportaciones sin restricciones después de años de restricciones estrictas para cada destino, excepto Canadá. Ellos permitieron que la Jones Act se mantuviera en pie, aunque otorgaron a algunos refinadores una desgravación fiscal temporal relacionada con los costos de transporte de petróleo. Los efectos son sencillos de ver. En 2015, los buques tanque cargados con petróleo crudo de la costa del golfo de Estados Unidos entregaron un promedio de 50.000 b/d a los puertos de la costa este de Estados Unidos, según ClipperData, un tracking service de buques.

Los volúmenes casi se redujeron a la mitad en 2016 y se han reducido a la mitad nuevamente este año. Los envíos de crudo estadounidense por ferrocarril a la costa estos también han disminuido, según la Energy Information Administration. Las exportaciones de petróleo crudo de la costa del golfo de Estados Unidos a Canadá promediaron 300,000 b/d en 2015, muestra ClipperData. Este año han caído a poco más de 100,000 b/d.

Poner fin a la prohibición de exportar ha provocado que los envíos se disparen a países que anteriormente no podían comprar petróleo estadounidense, incluidos los viajes largos a Asia.

Las exportaciones de petróleo crudo a países distintos a Canadá están promediando alrededor de 325.000 b/d este año, muestra ClipperData, más que triplica los niveles de 2015. Mientras tanto, las refinerías de la costa este de Estados Unidos cerca de Filadelfia y Nueva York han importado casi 1m b/d de países como Nigeria y Angola, aproximadamente el 50% más que hace dos años. El aumento de las importaciones a la costa este se produce a pesar de la caída de las tarifas para contratar un buque cisterna de la Jones Act, ya que la industria lucha con un excedente de buques construidos antes que se levantara la prohibición de exportar. La flota estadounidense de buques cisterna y remolcadores de la Jones Act asciende a 94 buques, según Overseas Shipholding Group, uno de los mayores operadores del sector.

Sam Norton, director ejecutivo de OSG, estima que el costo de contratar uno para el servicio crudo es entre tres y cuatro veces mayor que el de un buque de bandera extranjera. Algunos consultores de shipping dicen que es aún mayor. "La Jones Act es más costosa. Todo el mundo lo sabe", dijo Norton.

¿Hasta dónde puede crecer la producción shale estadounidense?

En el outlook para los precios del crudo, un factor crucial es hasta qué punto puede crecer la producción de petróleo shale de Estados Unidos. La revolución shale ha transformado los mercados petroleros mundiales en la última década, revirtiendo la larga caída de la producción estadounidense, desafiando la influencia de la OPEP y ayudando a provocar una caída de los precios que comenzó en 2014. Ha significado ganancias inesperadas para los consumidores de petróleo y algunos ajustes dolorosos para los productores.

El salto adelante que hizo que el petróleo shale fuera comercialmente viable por primera vez fue una revolución en la productividad. EOG Resources y otras empresas pioneras descubrieron cómo hacer que el petróleo fluya desde los pozos a tasas mucho más altas que en el pasado, gracias a la aplicación de técnicas mejoradas para la perforación horizontal y la fracturación hidráulica, y esos aumentos de productividad continuaron después de los primeros breakthroughs. Las compañías de exploración y producción han podido perforar los pozos más rápido, y extraer más petróleo apuntando a las rocas adecuadas con mayor precisión y fracturándolas de manera más efectiva. Las perspectivas para la industria dependen de hasta qué punto esas ganancias pueden mantenerse y extenderse.

El seguimiento del número de plataformas activas y la producción de petróleo muestra los enormes aumentos de productividad que se han logrado. El rush por perforar formaciones de shale como Eagle Ford en Texas y Bakken en North Dakota fue seguida por una avalancha de producción, que en su mayoría se mantuvo incluso después de que la mayoría de los equipos dejaron de funcionar en 2014-16.

Sin embargo, durante el año pasado, los aumentos de la productividad parecieron haberse reducido considerablemente, lo que sugiere que la era revolucionaria para el progreso en la extracción de shale ha terminado. En el shale de Eagle Ford, la productividad -medida por la producción de nuevos pozos por plataforma activa- ha estado cayendo. Los datos de productividad de la Energy Information Administration son una medida imperfecta, sin embargo. Para empezar, no tienen en cuenta hasta qué punto las empresas están perforando pozos y luego deliberadamente no los pone en producción mientras esperan precios más altos. (Estos se conocen como DUC o pozos perforados, pero no completados). Entonces, ¿qué podemos decir sobre la verdadera imagen de la productividad en el shale?

Un problema es el tiempo que lleva perforar los pozos. La eficiencia registrada de los equipos de perforación mejoró drásticamente en 2013-16, en parte debido a la expansión de pad drilling: ejecutar múltiples pozos horizontales desde un sólo sitio, o pad, para reducir el tiempo dedicado a mover los equipos. Recientemente, sin embargo, la tasa de mejora parece haberse reducido, especialmente en el shale de Eagle Ford y el Williston Basin, que incluye la formación Bakken. En general, los pozos son cada vez más largos, por lo que las empresas aún pueden ir más rápido en términos de pie por día, incluso si tardan el mismo tiempo en perforar cada pozo. Pero parece que esa fuente particular de ganancias de productividad no es lo que era.

Otro factor es el cambio de pozos verticales a horizontales. Un pozo que se extiende horizontalmente a través de una capa de roca que contiene petróleo es típicamente mucho más productivo que uno vertical que simplemente atraviesa una sección de esa capa. Hace siete años, el número de pozos que perforaban pozos horizontales y verticales en Estados Unidos era aproximadamente igual, pero desde entonces la plataforma vertical casi ha desaparecido. Algunos, al menos, del aumento informado de la productividad de la plataforma desde 2011 fue simplemente el resultado de ese cambio a plataformas horizontales, que ahora ha seguido su curso.

Uno de los otros grandes cambios en los últimos años ha sido la fracturación hidráulica: el bombeo de agua, arena y otros productos químicos en el pozo a alta presión para romperlo, permitiendo que fluya el petróleo y el gas.

En una reciente presentación en el New York Stock Exchange, Doug Suttles, director ejecutivo de Encana, explicó la nueva realidad para los productores de petróleo y gas de América del Norte. La industria había desaparecidos, dijo, de la "captura de recursos" a la "maximización del valor". Este es un cambio profundo. Desde que comenzó la revolución del petróleo shale a fines de la década del 2000, los equipos de gestión se han centrado principalmente en el crecimiento a cualquier costo, y los inversores en general han estado preparados para respaldarlos. Este año, sin embargo, el sentimiento de los inversores ha cambiado.

Los accionistas están menos deslumbrados por la emoción del boom del shale y están más interesados en las medidas ortodoxas de éxito, incluidos los rendimientos de capital y la generación de cash. Para Encana, que produce gas y petróleo en Estados Unidos y Canadá, el shift ha provocado un esfuerzo por cambiar la cultura de la empresa. "La misma conversación que tenemos con nuestros inversores, sobre la creación de valor mediante la entrega de retornos corporativos de calidad, es la conversación que estamos teniendo constantemente dentro de la compañía", dijo Suttles.

Toda la industria shale está siendo empujada en la misma dirección. Si las empresas no logran mejorar el retorno de los accionistas, dice Stephen Trauber, jefe global de energía de Citi, "los inversores comenzarán a cuestionar qué está haciendo la gerencia". En los últimos ocho años, la industria de exploración y producción de Estados Unidos ha superado con creces sus flujos de efectivo en costos de perforación, lo que requiere un ingreso constante de deuda y financiamiento de capital para continuar. Pero la industria ha dado muy poco a los accionistas a cambio.

El petróleo financiero y la reconstrucción de la industria shale

¿Cuánto se ha inflado, aplastado y, en general, distorsionado la industria petrolera de Estados Unidos debido al force-feeding monetario durante los últimos nueve años? De acuerdo con algunas investigaciones a lo largo de las etapas de producción y comercialización, la respuesta es "mucho". Si, ha habido desarrollos dramáticos en la tecnología de producción de hidrocarburos, pero estos se veían aún mejor a través de la lente distorsionada de la flexibilización cuantitativa. Los precios del petróleo y el gas ahora se han estabilizado, en el sentido de encontrar un rango favorable a las finanzas en algún lugar al norte de los 50 dólares por barril. Hubo despidos y quiebras, pero menos que un bust de petróleo de los años 80.

Manhattan y Oklahoma City fueron tratadas relativamente bien por medio de la flexibilización cuantitativa. En muchos sentidos, es más fácil encontrar dinero barato en el negocio energético que en el resto de la economía estadounidense, gracias a la amplitud, profundidad y los términos a largo plazo ofrecen los mercados de futuros. Como Jim Bianco, presidente de Bianco Research, la compañía analítica de Chicago, señala: "Hay contratos activos de futuros de petróleo hasta diciembre de 2025, mientras que, digamos, los futuros de cobre son líquidos por un par de años. Entonces, un inversionista de hedge fund o private equity pensó que si se equivocaba [con una inversión en energía], podría fácilmente cubrir su exposición".

Además, las personas que operan en el negocio de petróleo y gas de Estados Unidos han estado muy bien informadas acerca de los mercados de equity público y de deuda durante mucho tiempo. Después de 2008, cuando el sistema bancario se mostró reacio a asumir riesgos, supieron cambiar y vender una historia como la del "shale" a los inversores públicos.

Dado que las tasas de interés eran artificialmente bajas, los invasores estaban dispuestos a descontar los ingresos proyectados de las reservas de petróleo y gas imaginativamente estimadas en niveles poco realistas. Incluso después que los precios alcanzaran su punto máximo en 2011, los operadores podrían recaudar dinero para financiar gasto de capital agresivos. Una parte importante del exceso de producción fue almacenada, donde fue financiada económicamente por personas ingenuas de la city que no entendieron la broma.

La capacidad de almacenamiento de crudo en Cushing, Oklahoma, el centro de entregas de petróleo West Texas Intermediate, aumentó de 45 millones de barriles en 2011 a 76 millones hoy. "Esto no fue una especie de juego inteligente", dijo un inversor en commodities. "Eso fue un error enorme". Qué tan grande un error no fue inmediatamente evidente, ya que las estadísticas oficiales no reflejaban la cantidad de petróleo que se amontonaba debajo del colchón.

Todd Dauphinais, director en Clavis Capital, una firma de equity privado de Dallas, lideró una compra de Alliance Tank Service, un fabricante de tanques de almacenamiento de petróleo en 2016. El acuerdo con Alliance Tank no se basó en la dirección de los precios del petróleo, sino en la necesidad de la industria de reemplazar instalaciones antiguas. Good thing, too. "Incluso cuando los precios caían, la gente todavía tenía que sacarlo del suelo. Se llenó en cada recipiente de almacenamiento disponible, como vagones de ferrocarril o barcazas de petróleo, lo que realmente no tiene mucho sentido", recuerda Dauphinais.

"Mucho de eso no se habría informado en el momento, y pensamos que todo estaba por encima de lo que dijeron [los números oficiales]”. "Cuando compramos Alliance, Cushing tenía el 87% de su capacidad, pero dado que el 13% era realmente un margen operativo, estaba realmente lleno". En un mundo normal, algunos de los productores de petróleo que firmaron contratos a largo plazo los contratos de perforación a plazo en los años buenos habrían ido a la quiebra a partir de 2011, pero continuaron siendo refinanciados.

Como Tom Ward, una persona de larga data en exploración y producción de Oklahoma City, dijo: "La flexibilización cuantitativa realmente impulsaba todo el mercado de la energía después de 2008. Los productores tenían contratos de tres a cinco años para las plataformas de 2014 y anteriores, y tenían que pagar si perforaban o no".

En una reciente presentación en el New York Stock Exchange, Doug Suttles, director ejecutivo de Encana, explicó la nueva realidad para los productores de petróleo y gas de América del Norte. La industria se había ido, dijo, de la "captura de recursos" a la "maximización del valor". Este es un cambio profundo.

¿El shale contamina el aire?

La contaminación del aire urbano en Estados Unidos ha estado disminuyendo casi continuamente desde la década de 1970. Las regulaciones federales, especialmente la Clean Air Act aprobada por el presidente Nixon, para reducir los contaminantes tóxicos del aire como el benceno, un hidrocarburo, y ozono, un oxidante fuerte, redujeron efectivamente su abundancia en el aire del ambiente con un progreso constante.

Pero hace unos 10 años, la imagen de los contaminantes del aire en Estados Unidos comenzó a cambiar. El "fracking boom" en varias partes diferentes de la nación condujo a una nueva fuente de hidrocarburos a la atmósfera, que afectaba a las abundancias de benceno y ozono tóxicos, incluso en áreas que anteriormente no se habían visto afectadas por tanta contaminación del aire.

Como resultado, en los últimos años ha habido una gran cantidad de investigación para determinar el alcance de las emisiones de los pozos de petróleo y gas fracturados, llamados fuentes "no convencionales" en la industria. Si bien mucha discusión ha rodeado las emisiones de metano, un gas de efecto invernadero, se ha prestado menos atención a los tóxicos del aire.

El fracking es un término que puede despertar fuertes emociones entre sus oponentes y defensores. En realidad, es una combinación de técnicas, incluidas las fracturas hidráulicas, que ha permitido a los perforadores extraer hidrocarburos de formaciones rocosas que una vez no fueron rentables para explotar.

Los perforadores hacen añicos las capas de roca shale con agua de alta presión, arenas y productos químicos para iniciar el flujo de hidrocarburos desde un pozo. El proceso de fracturación hidráulica, aparte de su gran demanda de agua, es posiblemente el paso menos dañino para el medioambiente a lo largo de la cadena operativa completa de perforación de hidrocarburos. Podría decirse que los efectos ambientales más relevantes son la manipulación y eliminación de aguas residuales, así como la liberación de vapores del almacenamiento y distribución de petróleo y gas.

La producción, distribución y uso de los hidrocarburos siempre ha llevado a algunas emisiones al aire, ya sea directamente a través de fugas (intencionadas o accidentales) o durante la combustión incompleta de combustibles. Sin embargo, a través de las regulaciones e innovación tecnológica, hemos reducido esta fuente dramáticamente en los últimos 30 años, aproximadamente en un factor de 10.

Hay ejemplos de fuga de gases de los tanques de almacenamiento, válvulas y otros equipos utilizados por la industria del petróleo y del gas.  Sin embargo, dondequiera que se produzcan, refinen o almacenen los hidrocarburos habrá algunas emisiones de contaminantes.

En la era del fracking, las grandes operaciones en sitios de pozos convencionales han sido reemplazadas por cientos de pozos que salpican el paisaje. Cada uno requiere el transporte de agua, productos químicos y equipo hacia y desde estas pads así como la eliminación de aguas residuales, y ninguna está regulada como lo haría cualquier instalación más grande.

Como resultado, la producción no convencional no solo ha incrementado el tráfico de camiones y las emisiones relacionadas en áreas shale, sino que también ha establecido una fuente renovada de hidrocarburos. Entran a la atmósfera por fugas en válvulas, tuberías, separadores y compresores, o por conductos de ventilación en los tanques. Junto con las emisiones de óxidos de nitrógeno, principalmente de motores diésel en camiones, compresores y plataformas de perforación, estos hidrocarburos pueden formar cantidades significativas de ozono dañino a nivel del suelo durante el día.

En 2011, un documento argumentó que las emisiones de metano de fuentes no convencionales en comparación con la exploración convencional de petróleo y gas estaban subestimándose significativamente. Los investigadores comenzaron a investigar las emisiones de hidrocarburos de las operaciones de fracking en serio. Y, por lo tanto, se ha desarrollado una gran cantidad de literatura desde 2013, gran parte de la cual se centra en las emisiones de metano, el principal componente del gas natural y un potente gas de efecto invernadero.

La EPA realiza un seguimiento de las emisiones de metano en su inventario de gases de efecto invernadero, pero las cifras se basan en estimaciones desarrolladas en los años 80 y 90 y se compilan a través de cálculos y auto-informes por parte de la industria. De hecho, tanto las mediciones satelitales como las atmosféricas sugieren que las estimaciones de EPA podrían estar subestimando las emisiones de metano del mundo real hasta en un factor de dos. Y si esto es cierto para el metano, es probable que también se subestimen los gases de hidrocarburos co-emitidos.

Offnews.info (Argentina)

 


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