¿Hasta dónde puede aumentar la producción de esquisto bituminoso en los Estados Unidos?

El auge de la perforación de petróleo de esquisto bituminoso que finalizó en marzo de 2020, cuando todos los efectos de la pandemia afectaron a la economía, contribuyó a un excedente de petróleo almacenado que mantuvo los precios bajos. El mercado ha sido abundantemente abastecido tanto en los Estados Unidos como a nivel mundial, lo que ha hecho bajar los precios de entrega inmediata a niveles sin precedentes. En abril de 2020, el precio al contado se volvió negativo por primera vez.

A medida que la economía se recupera, los niveles de existencias han disminuido, alcanzando sus niveles más bajos en marzo de este año, alrededor de 415 mm de barriles en todas las áreas PADD.

No solo disminuyó el almacenamiento, sino que la producción de los EE. UU. cayó bruscamente en este período porque los bajos precios hicieron que gran parte de la perforación fuera antieconómica. Las excavadoras están apiladas como pana en los suburbios de Midland, y la cantidad de plataformas activas se redujo a 252 en junio de 2020. A medida que avanzamos hacia el tercer trimestre, los precios del WTI superan los $40 y las plataformas comienzan a volver a funcionar. En el transcurso de 2021/22, se agregaron más de 500 plataformas más y aproximadamente el 40 % de ese año se movió a medida que las plataformas se movían para aprovechar las tarifas más bajas y los precios del WTI en el rango de $80 a $120. Una combinación que muchas veces no se presenta.

La invasión rusa de Ucrania llevó el precio del petróleo a más de $ 100 por barril, lo que provocó que los precios de la gasolina y el diesel se dispararan y que los consumidores sufrieran mucho en la bomba. Al mismo tiempo, la recuperación de la economía y la flexibilización de las restricciones por el Covid han provocado un aumento de los viajes, tanto por carretera como por aire. Había expectativa por parte de los organizadores y Políticos que las petroleras Aprovecharán sus mayores ingresos y contratarán más plataformas a precios más bajos. Una práctica que se ajusta a su modelo CAGR-CAGR anterior, utilizando capital prestado, y casi arruinó a muchos de ellos en los años previos a 2020.

En cambio, los perforadores de esquisto, que ahora son más sabios, han adoptado una práctica de restricción de capital destinada a mantener la producción en los niveles actuales con una ligera inclinación hacia el crecimiento. Al asistir a la conferencia de JP Morgan Energy en Houston en junio pasado, se citó al CEO de Pioneer Natural Resources (NYSE:PXD) al abordar el tema en Artículo de revista de petróleo y gas..

“Ellos eran [Pioneer] Solo crecerá un 5% anual; Me lo pidieron en todas las reuniones de hoy”, dijo Sheffield a los asistentes al evento del 22 de junio. administración lo mismo cuando se le pidió que aumentara la producción. También les dijimos que no “, continuó Sheffield. “Estamos tratando de que entiendan el modelo y las razones para cambiar el modelo”, dijo, discutiendo el modelo anterior de ciclos de auge y caída en los que la industria del petróleo y el gas respondieron aumentando la producción que terminó con un exceso de oferta”.

Otros directores ejecutivos hicieron un comentario similar, enfatizando que su prioridad en la asignación de capital no es el crecimiento de la producción, sino la devolución del capital a los accionistas. Otro gran perforador de esquisto, Devon Energy, (NYSE: DVN) hizo el mismo compromiso. Rick Moncrieff, CEO de Devon, señaló en un Entrevista de Bloomberg La empresa seguirá disciplinando su asignación de capital con un objetivo de crecimiento para 2022 de alrededor del 5%.

Lo que no ha recibido mucha atención es la existencia de un límite externo y natural al crecimiento de la producción de esquisto bituminoso. En tiempos difíciles, los perforadores de esquisto optaron por desarrollar sus mejores sitios para garantizar pagos que generarían más ingresos que el costo de la perforación. (Discutí esta tendencia antes articulo precio del petroleo mayo pasado.) La industria llama a estos nombres sitios de primer nivel. El artículo vinculado de Rystad establece lo siguiente con respecto a los sitios restantes de primer nivel.

“Si tomamos el volumen de inventario en conjunto, el volumen de inventario corresponde a 18-25 años de perforación al ritmo esperado en 2020. Si la actividad de Nivel 1 vuelve al nivel récord para 2019, podemos tener seis u ocho años de capacidad de perforación en Eagle Ford y Bakken, y de 11 a 15 años en DJ Basin y Permian. En Permian Basin, el volumen total restante del inventario de Nivel 1 es de aproximadamente 33 000 sitios, suponiendo que no haya cambios en las estrategias de separación de pozos existentes”.

Rystad

Si bien queda una cantidad significativa de acres de Nivel I, hay indicios de que los pozos que ahora se están desarrollando contienen una mayor mezcla de roca de menor grado. El gráfico a continuación, compilado a partir de datos publicados de EIA-DPR, revela una tendencia preocupante en la actividad general de las rocas, con un enfoque particular en la cuenca del Pérmico. La Cuenca Pérmica aporta más de la mitad de la producción de esquisto en los Estados Unidos.

El DPR mensual realiza un cálculo simple de la productividad de cada pozo individual para cada equipo al dividir la producción de ese mes (que se muestra con dos meses de retraso) por la cantidad de equipos activos. Los datos están inspirados en los siguientes aspectos.

La línea azul, que representa las ocho cuencas incluidas en el informe, ha tenido una tendencia a la baja durante el año pasado, mientras que el número total de plataformas que se informa en el informe tiene una tendencia. panadero Hughes aumentar bruscamente. La línea naranja, que representa la Cuenca Pérmica, sigue el mismo camino, con una disminución de la producción diaria por pozo de unos 120 barriles por día durante este tiempo.

Lo que también es digno de mención acerca de estos datos es que la producción disminuye a medida que las plataformas agregan tarifas mensuales, algo contrarias a la intuición. DUC- Pozos perforados pero incompletos Los retiros también están disminuyendo. Esto indica que la tasa de producción diaria de cada plataforma de perforación, que ya se encontraba en la pendiente inferior, fue impulsada artificialmente por los operadores que fracturaron un pozo ya perforado para enderezarlo.

Luego recurrí a EIA-914, el informe mensual de la agencia para todos los países productores. El informe 914 también contiene datos con dos meses de retraso, en este caso mostrando datos hasta mayo. Tomé todos los estados que produjeron más de 400K BOEPD y rastreé su producción.

Nota: la línea total de EE. UU. se traza en el eje Y derecho

Lo que sí muestra es que, en todas las cuencas principales, la producción ha sido relativamente plana durante la mayor parte del año pasado, particularmente para 2022. Dado que el Golfo de México está incluido en este total, existen algunas anomalías climáticas que pueden sesgar temporalmente los datos generales. y lo mismo es cierto para la producción salvaje en el invierno.

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Podemos agregar otros 800K BOOPD para fines del próximo año como Perspectiva energética a corto plazo de la EIA – STEO sugiere que podríamos. Nunca querrás decir nunca hasta que haya pasado el tiempo. Los datos que revisé dicen lo contrario.

Lo que esto significa para los precios del petróleo aún no está claro a corto plazo, las preocupaciones sobre una posible recesión en las últimas seis semanas han reducido el precio del WTI y el Brent en casi $ 20 por barril. A más largo plazo, si la tendencia hacia una menor productividad de los pozos es mala, podríamos ver una fuerte reversión al alza, a medida que disminuya la producción de esquisto.

muchos Empresas analistas Manteniendo el precio objetivo de salida de YE-2022 por encima de los niveles actuales, Goldman Sachs fue el alcista de todos los tiempos en $ 135 para Brent. Si todas estas cosas se juntan, los consumidores podrían experimentar más dolor de bolsillo, ya que la escasez de suministros hace subir los precios.

Por David Messler para Oilprice.com

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