El rápido declive en la producción de los pozos, los altos costos de perforación y la volatilidad en los precios del crudo y el gas podrían hacer inviable la extracción del gas de esquisto en EU.

 

Por Christopher Helman

 

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Los productores de petróleo de Estados Unidos están nerviosos. Han tenido una gran desempeño en los últimos años, la producción nacional de petróleo ha aumentado 43% desde 2008 a 6.5 millones de barriles diarios (bpd), el nivel más alto en décadas. La mayoría de ese salto de 2 millones de bpd se debe a los dos nuevos campos de petróleo de mayor éxito, el Bakken y el Eagle Ford. Para desarrollar éstos y otros campos en todo el país, los 50 principales operadores invirtieron 186,000 millones de dólares (mdd) en 2012, según Ernst & Young. Esa fue una cifra récord de gasto, un 20% más respecto a 2011.

Se podría pensar que con una mejora en la perforación, el perfeccionamiento de las técnicas y la reducción de los costos, un aumento del 20% en la inversión daría lugar a un aumento más que proporcional en los volúmenes de producción de petróleo y gas, ¿no? Y sin embargo, según Ernst & Young, dice que la producción total de gas y petróleo aumentó “sólo” un 13% en el año.

Ya es bastante malo invertir más y más para obtener menos cada año. Pero es peor cuando ese crecimiento ni siquiera se traduce en ganancias. Las compañías de petróleo y gas han gastado cientos de miles de millones la adquisición de terrenos, la perforación de pozos, programando reservas, incrementando suministros, pero en 2012 demostraron ser muy buenos en su trabajo, encontrando muchísimo gas, lo cual provocó una baja sensible en el precio del energético, lo que hizo que esos extensos campos de esquisto no resultaran redituables en absoluto para la perforación. En 2012 las 50 empresas más grandes registraron 26,000 millones de dólares (mdd) en cargos por deterioro de activos —básicamente, las reservas de gas natural que valían 26,000 mdd el año anterior ahora no valen nada, ya que cuesta demasiado perforarlos. Esto dio lugar a una disminución del 58% en sus utilidades después de impuestos en 2012 respecto a 2011.

Y será mejor que crean que lo mismo podría pasar con las reservas de petróleo.

Todo se trata del precio. El crudo West Texas Intermediate ha fluctuado entre alrededor 88 y 98 dólares por barril este año y el precio de los futuros a un mes cerró en 96 dólares la semana pasada. Su punto más alto de los últimos dos años fue de 109 dólares, y el más bajo 77. Como escribí aquí hace poco, hay un montón de razones por las que los precios del petróleo deberían estar dirigiéndose hacia arriba, no hacia abajo.

Pero vale la pena pensar en lo que podría pasar con el auge petrolero estadounidense si los precios del petróleo cayeran sólo un 10 o 15% de donde están ahora. La perforación de petróleo está generando cientos de miles de millones de dólares de valor a EU en este momento, en términos de puestos de trabajo y equipo, y sobre beneficia a la balanza de pagos nacional por no tener que gastar 200,000 mdd al año por la compra de petróleo extranjero. Pero hay que decir que cuando se toman en cuenta todos los costos incurridos en la adquisición y desarrollo de yacimientos de petróleo no convencionales hoy en día, muchas obras ya están sobre el filo de la navaja de la rentabilidad, y cualquier baja en el precio del petróleo podría colapsar las actividades de un momento a otro.

¿Qué podría hacer que los precios caigan? Un malestar económico continuo sería el mayor desencadenante. Estados Unidos no consigue alcanzar su recuperación económica, con los rendimientos de los bonos y las tasas de interés en alza repentina en las últimas semanas pudimos ver muy rápidamente un retroceso en los refinanciamientos y préstamos que podrían ser un lastre significativo en el crecimiento. Europa no está más cerca de resolver sus problemas, al tiempo que la baja en los precios de las acciones en los mercados emergentes aumenta la preocupación de que las regiones de mayor crecimiento de la demanda de petróleo podrían estar teniendo sus propias desaceleraciones. Añádase a esto los problemas comunes que los miembros de la OPEP han planteado acerca de la competencia de su petróleo frente al crudos de Estados Unidos. Nigeria, en particular, ha reportado una menor demanda de su petróleo, que es similar en calidad a la de la formación Bakken de Dakota del Norte. El cartel anunció que iba a “estudiar” el tema del petróleo de esquisto.

“Si la OPEP espera mantener la apariencia de su poder de fijación de precios, ahora sería el momento de que sus miembros aumentaran su producción de petróleo, bajaran los precios, hicieran quebrar a los productores estadounidenses marginales y recuperaran participación de mercado en el largo plazo”, dice Ed Hirs, conferencista de economía energética en la Universidad de Houston y miembro del grupo de estudio Yale Graduates in Energy.

De acuerdo a las investigaciones realizadas por este grupo, junto con el profesor emérito de Yale, Paul MacAvoy, un millón de barriles por día, además de los suministros mundiales de petróleo podrían bajar los precios en un 10%. Un impulso de 2 millones de bpd motivaría una baja de 20%. Si el crecimiento de la oferta de petróleo en EU mantiene al ritmo de los últimos dos años, podríamos añadir al menos 1 millón de bpd antes de finales de 2014.

“En resumen, si la OPEP simplemente se niega a reducir sus propias cuotas de producción de cara a los crecientes volúmenes de petróleo de Estados Unidos, los productores estadounidenses podrían crecer por sí mismos”, dice Hirs.

Los grandes campos de esquisto cubren cientos de miles, incluso millones de acres. Pero la calidad de la geología no es homogénea en todo el paisaje. Hay puntos clave en estos campos, que las empresas, como es natural, perforarán primero porque quieren recuperar lo que gastaron para adquirir la superficie en el primer lugar (a menudo más de 10,000 dólares por acre).

El problema es que, ya que estos puntos clave son desarrollados, el nivel de rendimientos va desacelerándose y las empresas tienen que hacer frente a esa baja en la rentabilidad. Eso cuesta más. Los analistas de Bernstein Research escribieron el mes pasado que “la inflación de los costos sigue en aumento, y a medida que los precios de los commodities son” tapados”por el aumento de la oferta, los márgenes de ingresos netos en el sector se encuentran ahora en su nivel más bajo en una década. Esto no es sostenible. Los precios deben subir o los costos deben bajar.”

La alternativa es simplemente reducir el taladrado. Bernstein señala que el costo marginal de la producción fuera de la OPEP está ahora en 104,5 dólares por barril. Lo que es más, los investigadores encontraron un salto “sin precedentes” en los costos marginales de los campos de EU, de 89 dólares por barril en 2011 a 114 dólares por barril en 2012. Esto implica que algunos productores estadounidenses estaban perdiendo dinero con el petróleo que sacaban al mercado, dice Bernstein. A veces hay buenas razones para producir petróleo y gas a pérdida, sobre todo si se va a perforar con el fin de mantener la superficie, o si se está en las primeras etapas de desarrollo de un campo y aún no perfecciona las técnicas de perforación adecuadas. En términos más generales, sin embargo, los productores independientes quieren mostrar a los inversionistas un aumento en las ventas.

Sin duda, los números que Bernstein cita son los barriles más marginales de todo el país. En promedio, la situación es algo mejor. Morgan Stanley señaló recientemente que el costo marginal promedio de la producción de las grandes obras no convencionales es de aproximadamente 64 dólares por barril (excluyendo los costos de adquisición de tierras).

Si incluye el costo por el terreno, los puntos de equilibrio pueden variar mucho de una compañía a otra. Los primeros participantes en el Eagle Ford, por ejemplo, compraron terrenos con unos pocos cientos de dólares por acre. Esa misma área fue vendida más tarde por 20,000 dólares por acre.

En 2011 Statoil pagó  4,500 millones para adquirir Brigham Exploration, un jugador clave en el Bakken. Tiene 375,000 hectáreas y 20,000 barriles diarios de flujo de producción. Ellos dijeron que su objetivo era llevar la producción hasta 100,000 bpd. Hasta el momento están a medio camino, en 50,000. A ese ritmo, me imagino que van a necesitar por lo menos seis años de producción sólo para recuperar la inversión.

Entonces, ¿cuánto petróleo se necesitan producir para cubrir 4,500 millones, y cuánto efectivo adicional habrá que invertir en costos de perforación para obtener ese petróleo? He aquí algunos cálculos: En primer lugar, perforar un pozo cuesta alrededor de 8.5 millones. Cada pozo de Bakken producirá un total acumulado de 500,000 barriles, aproximadamente, durante más de 10 años, alrededor de 450,000 después de deducir los pagos de derechos a los propietarios. Eso nos da un costo de perforación de aproximadamente 19 dólares por barril. Luego hay más o menos 5 dólares por barril en impuestos y 3 dóalres por barril por tuberías e infraestructura y un par de dólares para otros gastos generales, los gastos totales suman unos 29 dólares por barril.

Suponiendo que Statoil pueda vender su petróleo por alrededor de 75 dólares por barril (después de costos de transporte y considerando los diferenciales con el WTI), eso deja el barril en unos 46 dólares. Dicho todo eso resulta ser que Statoil necesita producir alrededor de 100 millones de barriles sólo para recuperar su inversión. Y para conseguir esos 100 millones de barriles Statoil han tenido que desembolsar un adicional de 2,900 millones o más en gastos de perforación. Si se suma todo esto, Statoil tendrá que invertir 7,400 mdd durante cinco años antes de producir el crudo suficiente para empezar obtener un beneficio del Bakken.

Ese es un precio muy alto a pagar. Y eso es a precios de hoy. Si los precios del petróleo se desplomaran en 10 dólares por barril, Statoil necesitaría otros 25 millones de barriles, más o menos, para cubrir los costos de los terrenos,  y conseguir esos barriles adicionales costará otros  725 mdd o más en gastos de perforación y retrasará el punto de equilibrio por un año más.

Como hemos demostrado con el ejemplo Bakken, incluso la mejor de las grandes obras de petróleo de esquisto son inversiones relativamente marginales. A los precios actuales la inversión seguramente continuará, pero debido a las tasas de declive en los niveles de producción, cada vez será más y más difícil será para la industria seguir añadiendo más volúmenes.

Bob Brackett, de Bernstein, describió recientemente el desafío: el pozo de shale promedio produce unos 600 barriles (de equivalentes de petróleo y gas) por día durante su primer año. La tasa de disminución en los pozos es de aproximadamente 40%. La perforación promedio del pozo de shale cuesta alrededor de 7 millones. Por lo tanto el costo de agregar 1,000 barriles por día es de aproximadamente 11.7 mdd. Por lo tanto, si usted tiene un campo de esquisto que produce 100,000 bpd y tiene una disminución de 40% al año, tendrá que invertir alrededor de 500 millones al año sólo para mantener ese nivel de producción.

EU ha aumentado su producción de petróleo en una cantidad milagrosa en los últimos años, pero esa tasa de crecimiento no se va a mantener, a menos que hay montañas de capital adicional para invertir, como las de Statoil en el Bakken, y que haya paciencia para no generar retornos significativos durante años.

 

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