OJO ENERGÉTICO
El fracking, vivito y coleando
01 de abril de 2017 (20:01 h.)
Los elevados precios de petróleo, que por casi una década (2004 a 2014) se mantuvieron en promedio en 80.0 USD/Bbl, posibilitaron notables avances tecnológicos y que se tornen competitivas nuevas fuentes de energía. Entre ellas están las renovables no convencionales (solar y eólica) en Europa, y el fracking (romper la roca) para producir petróleo y gas natural a partir de lutitas (shales) en EEUU.
En tal década y gracias al fracking, la producción de gas natural en EEUU subió de 50.8 billones de pies cúbicos día (Bpcd) a 70.5 Bpcd (4 por ciento anual), y continua en ascenso. De importador neto, EEUU pasó a ser exportador, causando un trastorno profundo en la industria del gas natural y del GNL a nivel global. Las exportaciones este 2016 promedian 512 MMpcd y, con las plantas en construcción de GNL, llegará a ser el mayor proveedor de GNL del planeta en 2021, con capacidad de exportación de 9.2 Bpcd (11 veces el máximo del contrato Bolivia - Brasil). Los precios de exportación de gas natural de EEUU, bajo el nuevo modelo, ya no se vinculan al petróleo y el referente es el Henry Hub.
En cuanto al petróleo, el fracking permitió subir la producción de EEUU, de 5.4 millones de barriles día (MMbbl/d) en 2010 a 8.7 MMbbl/d en 2014 (15 por ciento anual). Lo anterior tuvo muy fuerte impacto en la balanza oferta - demanda mundial de petróleo y mandó los precios hacia abajo. Entre 2015 y febrero de 2017, el promedio de precios fue de 48.0 USD/Bbl, llegando a un piso de 26.0 USD/Bbl en febrero del 2016. Entre 2014 y 2016, Arabia Saudita y algunos otros países de la OPEP aumentaron su producción para compensar sus economías y hacer retroceder el fracking. No funcionó.
El fuerte desplome de precios hizo tambalear y retroceder al fracking. Las plataformas activas en EEUU, de petróleo y gas natural, en 2014 eran 1.860 y en 2016 llegaron a 508. La producción de petróleo en EEUU bajó de 8.7 MMbbl/d a 8.4 MMbbl/d en octubre del 2016, y todo indicaba que seguiría en descenso. Quiebras, fusiones y adquisiciones de empresas operadoras y de servicio tuvieron lugar, y la señal era que el fracking era cosa del pasado. Las economías dependientes de los hidrocarburos (OPEP) comenzaron a sentir el impacto de los bajos precios y vino el pacto de reducción de producción (1.8 MMbbl/d) en noviembre del 2016, para subir precios. No solo debido a esta causa, sino también a otros factores, los precios treparon hasta el nivel actual promedio de 50 USD/Bbl.
Para sorpresa de muchos, la industria del fracking en EEUU se ha tornado extremadamente eficiente y ha tomado como desafío el nuevo escenario de precios de 40 a 60 USD/Bbl para petróleo y de 2 a 3 USD/MMBtu para gas natural. En mayo del 2016, las plataformas activas en EEUU estaban en su punto más bajo (413) y a la fecha se duplicaron a 807. La producción de petróleo en EEUU ha tomado un punto de inflexión, y en marzo del 2017 llegó a 9.1 MMbbl. La producción de gas natural sigue subiendo y se sitúa en promedio en 75.6 Bpcd este 2017.
Ciertas áreas muy productivas (sweetspots) en la prolija formación de Permian en el oeste de Texas, solo necesitan de 30 USD/Bbl para cubrir todos los costos y generar rentabilidad del 20 por ciento . En los sweetspots de la formación Eagle Ford, se señala que con 40 USD/Bbl se puede recuperar todos los costos y generar rentabilidad de 30 por ciento . Los costos de perforación por pozo han bajado de 8 a 5 MMUSD en dos a tres años, con perforación de pozos múltiples a partir de una plataforma, microsísmica y perforación dirigida.
La eficiencia en el fracking está siendo trasladada a otros países y en especial a la Argentina. En este país, en la también prolija formación Vaca Muerta, los costos de perforación por pozo se indica que han bajado de 15 MMUSD a 8 MMUSD. Los acuerdos recientes llegados con los sindicatos de trabajadores para reducir cargas laborales y el escenario de precios planteado de 7.5 USD/MMbtu para 2018, 7.0 USD/MMBtu para 2019, 6.5 USD/MMBtu para 2020 y 6.0 para 2021 y de ahí desregularlos, están comprometiendo inversiones muy fuertes de varias empresas con pozos piloto para producir principalmente más gas natural. Sin embargo, en Argentina los intentos pueden quedar en solo eso.
La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos con el impulso de fuertes desarrollos tecnológicos, y puede competir con nueva producción costa afuera y también costa adentro.
En tal década y gracias al fracking, la producción de gas natural en EEUU subió de 50.8 billones de pies cúbicos día (Bpcd) a 70.5 Bpcd (4 por ciento anual), y continua en ascenso. De importador neto, EEUU pasó a ser exportador, causando un trastorno profundo en la industria del gas natural y del GNL a nivel global. Las exportaciones este 2016 promedian 512 MMpcd y, con las plantas en construcción de GNL, llegará a ser el mayor proveedor de GNL del planeta en 2021, con capacidad de exportación de 9.2 Bpcd (11 veces el máximo del contrato Bolivia - Brasil). Los precios de exportación de gas natural de EEUU, bajo el nuevo modelo, ya no se vinculan al petróleo y el referente es el Henry Hub.
En cuanto al petróleo, el fracking permitió subir la producción de EEUU, de 5.4 millones de barriles día (MMbbl/d) en 2010 a 8.7 MMbbl/d en 2014 (15 por ciento anual). Lo anterior tuvo muy fuerte impacto en la balanza oferta - demanda mundial de petróleo y mandó los precios hacia abajo. Entre 2015 y febrero de 2017, el promedio de precios fue de 48.0 USD/Bbl, llegando a un piso de 26.0 USD/Bbl en febrero del 2016. Entre 2014 y 2016, Arabia Saudita y algunos otros países de la OPEP aumentaron su producción para compensar sus economías y hacer retroceder el fracking. No funcionó.
El fuerte desplome de precios hizo tambalear y retroceder al fracking. Las plataformas activas en EEUU, de petróleo y gas natural, en 2014 eran 1.860 y en 2016 llegaron a 508. La producción de petróleo en EEUU bajó de 8.7 MMbbl/d a 8.4 MMbbl/d en octubre del 2016, y todo indicaba que seguiría en descenso. Quiebras, fusiones y adquisiciones de empresas operadoras y de servicio tuvieron lugar, y la señal era que el fracking era cosa del pasado. Las economías dependientes de los hidrocarburos (OPEP) comenzaron a sentir el impacto de los bajos precios y vino el pacto de reducción de producción (1.8 MMbbl/d) en noviembre del 2016, para subir precios. No solo debido a esta causa, sino también a otros factores, los precios treparon hasta el nivel actual promedio de 50 USD/Bbl.
Para sorpresa de muchos, la industria del fracking en EEUU se ha tornado extremadamente eficiente y ha tomado como desafío el nuevo escenario de precios de 40 a 60 USD/Bbl para petróleo y de 2 a 3 USD/MMBtu para gas natural. En mayo del 2016, las plataformas activas en EEUU estaban en su punto más bajo (413) y a la fecha se duplicaron a 807. La producción de petróleo en EEUU ha tomado un punto de inflexión, y en marzo del 2017 llegó a 9.1 MMbbl. La producción de gas natural sigue subiendo y se sitúa en promedio en 75.6 Bpcd este 2017.
Ciertas áreas muy productivas (sweetspots) en la prolija formación de Permian en el oeste de Texas, solo necesitan de 30 USD/Bbl para cubrir todos los costos y generar rentabilidad del 20 por ciento . En los sweetspots de la formación Eagle Ford, se señala que con 40 USD/Bbl se puede recuperar todos los costos y generar rentabilidad de 30 por ciento . Los costos de perforación por pozo han bajado de 8 a 5 MMUSD en dos a tres años, con perforación de pozos múltiples a partir de una plataforma, microsísmica y perforación dirigida.
La eficiencia en el fracking está siendo trasladada a otros países y en especial a la Argentina. En este país, en la también prolija formación Vaca Muerta, los costos de perforación por pozo se indica que han bajado de 15 MMUSD a 8 MMUSD. Los acuerdos recientes llegados con los sindicatos de trabajadores para reducir cargas laborales y el escenario de precios planteado de 7.5 USD/MMbtu para 2018, 7.0 USD/MMBtu para 2019, 6.5 USD/MMBtu para 2020 y 6.0 para 2021 y de ahí desregularlos, están comprometiendo inversiones muy fuertes de varias empresas con pozos piloto para producir principalmente más gas natural. Sin embargo, en Argentina los intentos pueden quedar en solo eso.
La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos con el impulso de fuertes desarrollos tecnológicos, y puede competir con nueva producción costa afuera y también costa adentro.