La rapidez con que la revolución shale se extiende desde América del Norte hacia el resto del mundo es unos de los factores más importantes que afecta a la perspectiva del mercado de petróleo y gas en los próximos dos decenios. Para los pesimistas, las condiciones que hicieron posible la revolución shale en Estados Unidos serán difíciles de replicar, disminuyendo el spread de producción de petróleo y gas shale.
En su 2013 World Energy Outlook, el International Energy Agency proyectó
que la producción de petróleo shale llegará a casi 6 millones de barriles por
día (bdp) para 2030, cerca del 6% del suministro global. Sin embargo, tres
cuartas partes del total (4,3 millones de barriles diarios) todavía provienen
de Estados Unidos. A pesar de los grandes recursos identificados en otras
partes, las proyecciones de la agencia son que sólo habrá una menor producción
de shale en Rusia (450.0
La precaución de la agencia se hizo eco por el equipo de petróleo y gas
de Bernstein Research, que advierten que las diferencias sobre la tierra y
debajo de la tierra pueden frenar la propagación de la producción shale en el
resto del mundo.00 bpd), Argentina (200.000 bpd) y China (210.000 bpd) y poco
en otros lugares.
Segú Bernstein, ningún otro país tiene la misma alineación favorable de
derechos mineros con propiedad de la tierra; una industria de exploración y
producción vibrante en conexión con profundos mercados financieros; y una
amplia red de tuberías de gathering y transmisión. Bajo la tierra, Bernstein
apunta marcadas diferencias en la calidad de los recursos shale. Cada
formación, o play, es diferente. Los países con un gran volumen de recursos de
petróleo y gas shale no necesariamente tienen shales de alta calidad que pueden
ser fácilmente desarrollados.
Las condiciones geológicas en algunas de las mayores formaciones de
China, Australia, Rusia y Polonia son menos favorables que en Bakken y Eagle
Ford en América del Norte ("The Great Divergence: North America, Europe,
China and the Making of the Modern Gas World," Bernstein Research, Nov.
15). Como resultado, Bernstein tiene una visión conservadora sobre la rapidez
con que la revolución del shale se extenderá por todo el mundo.
Para los optimistas, las diferencias sobre el suelo y debajo de la
tierra presentan un desafío, pero no son insuperables. Entre los más optimistas
está las empresas de servicios petroleros Schlumberger. Pero incluso
Schlumberger cree que será necesario un nuevo modelo para el desarrollo de
nuevos yacimientos de shale en América del Norte y en el resto del mundo: el
Shale 2.0.
Si la primera revolución, Shale 1.0, se centró en una mayor eficiencia
operativa en el bombeo de perforación y la presión para reducir los costos,
Shale 2.0 tendrá que centrarse en una mejor comprensión de la geología para
identificar las mejores partes para producir en el play y adaptar el enfoque en
las diferentes condiciones subterráneas. "Simplemente exportando el
modelo de Shale 1.0 no será eficaz", dijo Jeff Meisenhelder,
vicepresidente de recursos no convencionales de Schlumberger, escribió en una
editorial de julio pasado en el Journal of Petroleum Technology.
"Cada shale es fundamentalmente diferente", explicó Meisenhelder. "Desde el
punto de vista técnico, lo que funciona en un lugar puede no funcionar en otro
lugar, incluso en el mismo lugar, y mucho menos en el mundo".
"Para que el desarrollo de los recursos no convencionales
alcance a todo el mundo... hay que pasar de la obsesión por la eficiencia del
pozo-céntrico a una tendencia en la eficacia reservorio-céntrico". "Para
desbloquear yacimientos shale en todo el mundo, tenemos que cambiar el juego en
sí", concluyó.
Schlumberger señala que la primera fase de la revolución shale tomó casi
20 años en alcanzar la madurez. George Mitchell, el pionero del shale, comenzó
a experimentar en el Barnett shale de Texas, ya en 1986. Pero cientos de pozos
tuvieron que ser perforados antes de que se perfeccionara la técnica. Incluso
ahora, hasta el 30% de todas las etapas de la fractura hidráulica en los pozos
de Barnett contribuyen en nada a la producción, por lo que la técnica todavía
se puede hacer mucho más eficiente.
"Las estrategias de desarrollo pioneras aquí en América del
Norte, a menudo con un gran costo, pueden no traducirse bien en el extranjero",
reconoce Schlumberger. Otros países pueden no tener el apoyo político, recursos
de perforación y de capital para perforar cientos de pozos antes que lleguen a
la fórmula correcta para las condiciones locales.
"Pocos operadores nacionales o internacionales están dispuestos
a perforar cientos de experimentos costosos antes de que finalmente llegan a la
producción económica", afirmó Meisenhelder. Como era de esperar para
una empresa con una gran división de depósitos-caracterización, aboga
Schlumberger por un enfoque más científico y menos estadística para el
desarrollo de nuevos plays de shale. En lugar de perforar muchos agujeros y
depender del ensayo y error para averiguar lo que funciona, Schlumberger
sostiene un enfoque más impulsado geológicamente lo que permitirá a los
operadores encontrar la fórmula correcta más rápido.
"El objetivo último del shale 2.0 es desbloquear la roca lo más
rápido posible, y luego no olvidar todo lo que hemos aprendido acerca de la
eficiencia operativa para reducir los costos y acelerar la producción", argumentó
Meisenhelder.
La mejor y más rápida integración de todos los datos de la encuesta y de
la perforación obtenidos a partir de un depósito debe permitir sweet spots a
ser identificados más rápidos, y reducir el número de etapas improductivas de
la fractura hidráulica. Schlumberger cita las mejores prácticas de Eagle Ford.
Originalmente, las etapas de la fractura hidráulica estaban espaciados de
manera uniforme a lo largo de la longitud de la sección horizontal del pozo,
algo que la industria llama separación geométrica. Al hacer el mismo número de
fracks, pero el espaciamiento de ellos sobre la base de la geología en lugar de
manera uniforme, el mismo número de etapas produce 50% más de producción.
Los grandes shales de midcontinent en Estados Unidos están bajo
relativamente poco stress, en marcado contraste con muchas cuencas del shale en
China. Los shale de Norteamérica fueron depositados en el final de los mares
antiguos y son muy frágiles, lo que es ideal para el fracking. Algunos de
China, fueron establecidos en la base de los ríos y los lagos antiguos, y son
mucho más arcillosos, lo que los hace más difíciles de fracturar. "Cada
play de shale, de hecho, cada reservorio, es único en su estructura,
composición y geomecánica", escribió Meisenhelder. "Desde una
perspectiva centrada en el depósito, cada uno shale requiere de su propia
estrategia de desarrollo".
Según Schlumberger, "entender la roca es la primera y más
importante clave para el desarrollo del shale efectivo en todo el mundo".
Por supuesto, no es un elemento de interés propio en esto. Pero Schlumberger
tiene razón: en lugar de ver la naturaleza diversa de los shales como problema,
las empresas de exploración y producción y los países receptores deben verlo
como un reto.
Tomará tiempo y mucho dinero. Bernstein es justo en subrayar que el
progreso puede ser más lento de lo que los más entusiastas del shale afirman.
Pero los incentivos son enormes. Con los precios del petróleo fuera de América
del Norte negociándose persistentemente por encima de los 100 dólares por
barril, y los precios del gas en muchos países mucho más altos que en Estados
Unidos, los operadores y las empresas de servicios tienen todas las razones
para centrarse en la búsqueda de soluciones de ingeniería.
Hoy, se ha introducido un nuevo término en el vernáculo del petróleo y
gas -Managed Shale. La gestión del shale es la noción de dónde las
empresas de servicios petroleros (OFS) asumen el riesgo del project managment y
el reservorio adicional con el fin de impulsar los resultados. Con la
proliferación de la revolución shale la mayor parte del riesgo en parte de la
exploración y producción (E&P) de la empresa se ha desvanecido, y la
responsabilidad para ofrecer mejor pozos y reducir el tiempo no productivo ha
pasado rápidamente a las empresas OFS.
Esto ha transformado el rol de las E&P de los risk-taker (tomadores
de riesgos) a los managers de activos, un papel que las empresas OFS son las
más adecuadas para cubrir debido a su tecnología superior y el acceso de los
datos. Por tanto, creemos que las empresas OFS van a emprender un riesgo
adicional a final de impulsar los resultados finales de sus organizaciones
individuales. Bajo un escenario de contrato basado en el riesgo integrado, en
el que las empresas OFS gestionan todos los aspectos del desarrollo y son
pagados a través de acuerdos de reparto de producción, las empresas OFS pueden
crear efectivamente eficiencias mientras mantienen los niveles de producción.
Con cerca de 100 billones de dólares en gastos totales de servicios de
campos petroleros en los no convencionales estadounidense, si Halliburton gana
14% de participación de mercado (esa es la estimación del Credit Suisse para
esta participación) y genera 30% de los márgenes, ganancias antes de intereses,
impuestos, depreciación y amortización (EBITDA) podría aumentar 840 millones de
dólares, o hasta alrededor de 12 dólares por participación.
Dentro de la cobertura del Credit Suisse, Baker Hughes (BHI),
Halliburton and Schlumberger (SLB) todos ofrecen soluciones de integrated
project management (IPM) para las compañías de la industria de petróleo y gas.
SLB ha sido el más vocal acerca de su ofrecimiento de IPM, con las operaciones
en curso en Estados Unidos con Forest Oil (FST), en México, y en Ecuador en el
proyecto Shushufindi. Halliburton está hablando de triplicar sus ingresos de
"campos maduros" en los próximos tres años, y parte de eso es
proporcionando a los clientes soluciones de proyectos basados en incentivos. La
oportunidad del Managed Shale podría tener un impacto significativamente positivo
en los stocks de las OFS. Baker Hughes, Halliburton y Schlumberger son las
mejores posicionadas para ganar.
Impulso al shale fuera de Estados Unidos
El fracking de shale en busca de petróleo y gas apenas ha comenzado
fuera de Estados Unidos, pero eso está cambiando. Un récords de 400 pozo de
shale se pueden perforar más allá de las fronteras de Estados Unidos en 2014,
con la mayoría en China y Rusia, según la consultora de energía Wood Mackenzie.
Si bien eso es una fracción de los miles de pozos de shale perforados en
Estados Unidos, el número de equipos de perforación utilizado onshore en Europa
y en la región Asia-Pacífico se ha incrementado un 10% durante el año pasado,
según los datos compilados por la empresa de servicios petroleros Baker Hughes.
La mayoría de esos equipos son para shale, reportó Bloomberg Businessweek a
mediados de noviembre.
"Es probable que haya una revolución", dijo Maria van der Hoeven, director ejecutivo
de la International Energy Agency, basada en Paris, dijo en una entrevista en
Londres. "Pero no en todas partes al mismo tiempo. Y usted no puede
copiar la experiencia de Estados Unidos". El fracking en el Reino
Unido se iniciará el próximo año, después que el gobierno levantó la moratoria
de 18 meses impuesta cuando una empresa de perforación encontró que había
causado accidentalmente terremotos.
Dos utilities -la británica Centrica y la francesa GDF Suez- han
comprado participaciones en las licencias de perforación en el país para ayudar
a financiar a los perforadores y ganar un recorte de los beneficios. "La historia se repite, sí, pero nada es lo
mismo", dijo Christof Ruehl, economista en jefe de BP en Londres.
"No va a haber desarrollos fuera de Estados Unidos y América
del Norte que será grande e importante, sin duda. Pero tomará algún tiempo”.
Arabia Saudita pierde espacio en los derivados
Los precios del gas licuado de petróleo de Arabia Saudita se dirigen
hacia el peor año desde la crisis financiera global con el récord de las
exportaciones en Estados Unidos suavizan la espera de Medio Oriente en el
mercado asiático. El precio de los contratos mensuales de Arabia Saudita, el
punto de referencia para las ventas en Asia, cayó un 9% este año en un promedio
de 832 dólares la tonelada, según los datos compilados por Bloomberg. Esa sería
la mayor pérdida desde 2009, cuando los precios cayeron un 35%. El costos de
combustible, que se utiliza sobre todo para calentar y hacer petroquímicos, se
deslizó 4,9% en Mont Belvieu, Texas, el centro de exportación de Estados
Unidos.
La caída de los precios de Medio Oriente subraya cómo el boom del gas
shale en América del Norte está enturbiando los mercados energéticos de todo el
mundo, ayudando a los cortes de los costos de combustibles para los compradores
incluidos las japonesas Iwatani Corp y ENEOS Globe Corp., mientras amenazas los
ingresos de los productores como Saudi Arabian Oil Co. Japón, el mayor
importador, puede obtener el 20% de sus compras de Estados Unidos para 2018,
desde el 3,5% el año pasado, según el Japan LP Gas Association, un grupo de la
industria.
"El inflow de LPG estadounidense en Asia está fijando un nuevo
rumbo en el mercado", dijo Osamu Fujisawa, economista independiente de
petróleo en Tokio, quien previamente trabajó durante 17 años para la compañía
estatal de petróleo saudí conocida como Aramco. "El suministro desde
Estados Unidos ya ha estado pesando sobre los precios de contratos de Arabia
Saudita y la tendencia a la baja probablemente fortalecerán el próximo año ya
que las importaciones a gran escala de Estados Unidos los patearán".
El contrato, conocido como CP, se fijó en 820 dólares en octubre, 20%
menos que hace un año. Los precios promedio aproximadamente en 915 dólares en
2012 y 743 en los pasados cinco años. El propano de Mont Belvieu costó 1.14
dólares por galón (cerca de 592 por tonelada) en octubre, un 18% más que un año
antes, según los datos de Liquidity Partners Commodities Research. Los precios
en los primeros 10 meses en promedio 96 centavos por galón, en comparación con
los cerca de 1 dólares en 2012. Es un promedio de 1,08 dólares por galón, o 561
la tonelada, en los últimos cinco años.
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