24/09/20
El shale oil ha sido determinante en el asombroso aumento de la
producción de crudo estadounidense, con varios años de
crecimiento notable, el colapso de los precios de 2020 llevó la
producción a una caída interanual de 2 millones de bpd.
La
caída de precios en 2020 provocó un fuerte retroceso en la
producción de shale oil. Las actividades de perforación y
terminación de pozos se redujeron en más de dos tercios.
Es así como para Wood Mackenzie, será a partir de 2022 cuando la
producción de shale oil de los Estados Unidos retomaría su senda
de crecimiento, pero a un ritmo mucho más lento respecto a la
tasa antes de la pandemia.
Actualmente el capital de inversión es escaso, principalmente
para productores independientes de EE.UU. que están atravesando
dificultades financieras y en muchos casos enfrentando
bancarrota.
Las empresas que sobrevivan a la reestructuración que está en
marcha, deberán recuperar la confianza de los inversores.
Incluso si lo hacen, los precios más altos no significarán un
crecimiento desenfrenado.
A continuación, se presentan con más detalle 5 factores clave
que están incidiendo en la transformación del sector del shale
oil en Estados Unidos.
1. Una nueva relación con los inversores reducirá los
presupuestos
El shale oil será una fuente de suministro menos elástica. En
marcado contraste con la última década, no se espera que los
operadores canalicen el flujo de caja excedente proveniente de
precios más altos hacia inversiones de crecimiento.
Solo gastar un poco menos que el flujo de caja operativo no será
suficiente para reconstruir la confianza de los inversores en el
futuro.
Varios operadores indicaron en los estados de resultados del
segundo trimestre que limitar la reinversión entre el 70% y el
80% del flujo de caja operativo será el modelo a seguir. En
2018, esta cifra fue más del 120%.
Algunos operadores planean fijar el gasto de capital, incluso si
los precios suben. Empresas como Concho, Pioneer y Devon se
están moviendo hacia un dividendo variable.
Se están construyendo estructuras en las que el flujo de caja
excedente del aumento de los precios del petróleo se canalizará
directamente a los accionistas, no se reinvertirá en proyectos.
2. Mayor aversión al riesgo y la regla 80:20
Las empresas operadoras se han visto obligadas a realizar
enormes reducciones en las inversiones de capital, por una
parte, debido al cierre de las fuentes de financiamiento
(endeudamiento) y a las exigencias de los inversionistas de
hacer recortes. Todos están menos dispuestos a invertir capital
en proyectos riesgosos.
En pocas palabras, los operadores ya no pueden desperdiciar
capital, simplemente porque los inversores no lo permitirán y
los precios no ofrecen suficiente margen para absorber errores.
La exploración de nuevas zonas del Pérmico permanecerá
estancada, por lo que las que han demostrado ser comerciales en
la actualidad tendrán que soportar el peso de la perforación en
un futuro próximo.
Sin embargo, el agotamiento del inventario en las áreas
medulares y los reservorios es un problema real. Sin capital de
riesgo para delinear nuevos reservorios, hay pocas posibilidades
de expandir estas áreas.
Los pozos en el futuro serán menos productivos. Las historias de
producción han demostrado que las zonas secundarias, incluso en
zonas como Bakken y Eagle Ford, son secundarias por una razón.
En algunos casos, el desarrollo de zonas primarias también ha
agotado los yacimientosadyacentes que alguna vez fueron
prometedores en producción.
Incluso ExxonMobil y Chevron, ambos con incursiones tempranas en
el desarrollo del Pérmico, ya están cediendo a las
configuraciones estándar, el Pérmico está siguiendo el
comportamiento de muchos otros campos de esquisto donde el 20%
de la superficie finalmente rinde el 80% de la producción.
3. El lento avance tecnológico
El sector de servicios de yacimientos petrolíferos (Oil Field
Services – OFS), que jugó un papel decisivo en la innovación
durante la fase de rápido crecimiento del shale/tight oil,
durante esta recesión luchará incluso más que las empresas de
E&P.
Los presupuestos del sector se han reducido más y las firmas de
OFS más grandes de la industria se están alejando del shale para
apoyarse más en proyectos internacionales convencionales.
Ejemplo notable de ello es que Schlumberger acaba de dar un paso
importante en este cambio estratégico al anunciar que vendería
todo su negocio de fracturación hidráulica en EE.UU.
La inversión en tecnología ha continuado en el área de la
ciencia de datos. Sin embargo, hasta la fecha, esas iniciativas
han arrojado resultados limitados en la reducción de los costos
de desarrollo.
4. Mayores riesgos políticos
Un cambio en la Casa Blanca traería desafíos adicionales a los
productores. Pero no significará simplemente un regreso a las
reglas de la era de Obama, que han sido sistemáticamente
revertidas por la administración Trump.
El plan de transición energética de US$ 2 trillones
recientemente anunciado por el candidato demócrata Joe Biden es
demasiado ambicioso.
Una mayoría demócrata en el Senado abriría la puerta para volver
a la acción: límites más estrictos para la quema de gas, mayores
obstáculos para nuevos permisos y menos voluntad de abrir
terrenos federales a la perforación.
Los últimos dos años han sido testigo de obstáculos adicionales
en permisos y oleoductos en numerosas cuencas de shale. Los
desafíos legales se citaron como una razón para la cancelación
del oleoducto de la Costa Atlántica a principios de este año, y
el destino del oleoducto Dakota Access aún está sin resolver
mientras los tribunales deciden si debe cerrarse para una
revisión ambiental.
Incluso los nuevos oleoductos intraestatales en Texas están
resultando más difíciles de construir. Las reglas de perforación
también están cambiando, particularmente en las Montañas
Rocosas.
Con el cambio llega una nueva realidad de que los proyectos de
petróleo shale/tight probablemente serán susceptibles a
retrasos, tardarán más en ejecutarse y costarán más.
5. Las fusiones
La relevancia de este punto radica en que la inversión de
capital generalmente se reduce después de una adquisición. Las
consolidaciones ejercerán una presión a la baja sobre la
actividad de desarrollo y el crecimiento de la producción.
A pesar de que las fusiones y adquisiciones globales se
estancaron en el primer semestre de 2020, los impulsores de la
consolidación de Pérmico aún existen.
El mercado de activos puede estar moviendose con acuerdos como
la adquisición de Noble Energy por parte de Chevron. No es de
sorprenderse ver a dos grandes independientes fusionarse en los
próximos seis meses.
Las recesiones severas suelen crear una ventana de fusiones y
adquisiciones de 18 meses y solo ha transcurrido un tercio del
camino.
Se realizarán acuerdos para apuntalar el flujo de caja a corto
plazo y garantizar la resiliencia en un entorno de precios bajos
a largo plazo. Los que queden se beneficiarán de menores costos
fijos, eficiencias operativas y economías de escala.
Los activos de alta calidad y bajo costo caerán en manos de
operadores eficientes en capital con balances sólidos y un menor
costo de capital.
Factores clave que podrían cambiar la trayectoria del sector
Precio: la estrecha curva del costo del petróleo se ha aplanado
en los últimos años, lo que significa que los movimientos más
pequeños en el precio tienen un mayor impacto en el desempeño
financiero de los proyectos.
Si los precios se mueven por encima del pronóstico de US$ 70 /
barril de WTI para 2025 y los presupuestos de inversión se
mantienen estables, el flujo de efectivo de las operaciones
inevitablemente se disparará.
Las discusiones sobre dividendos variables pueden evolucionar
hacia una base más comprometida, lo que permite a las empresas
encontrar un equilibrio saludable entre crecimiento y pagos.
Tecnología: esto podría alterar las perspectivas si las
iniciativas de digitalización finalmente logran avances en el
shale. Las asociaciones siempre han sido necesarias para que
estas iniciativas funcionen. Lentos para comenzar, ahora se
están formando ya que los recortes de gastos generales y
administrativos han provocado la disolución de muchos equipos de
digitalización.
Posicionamiento futuro de la cartera: esto también añade algo de
incertidumbre a las perspectivas. Cinco empresas representan la
mayor parte del crecimiento del sector, pero los líderes Chevron
y ExxonMobil tienen carteras globales que incluyen activos que
siguen produciendo, como Guyana, el Mediterráneo oriental y el
Golfo de México de EE.UU.
Estaría por verse si se mantiene el compromiso de estas Big Oil
con el shale o si siguen el ejemplo de sus contrapartes europeas
de invertir en la transición energética. También quizás empresas
como EOG y Pioneer se vean forzadas a buscar opciones
internacionalmente.
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