Según un informe de Rystad Energy, se prevé que el gasto en shale en EE.UU. aumente un 19,4% el próximo año, pasando de los 69.800 millones de dólares previstos en 2021 a 83.400 millones, el nivel más alto desde el inicio de la pandemia del virus Covid-19, lo que indica que el sector está saliendo de un prolongado periodo de incertidumbre y volatilidad.
A medida que el impacto de la pandemia en la demanda y la actividad se nivela, los actores de la tierra en EE.UU. se preparan para aflojar sus finanzas. Dado que la variante Omicron del nuevo coronavirus endurece las restricciones a los viajes y suscita la preocupación por una posible ralentización de la industria, aún podría materializarse cierta vacilación en el gasto.
Del aumento interanual previsto, sólo la inflación de los precios de los servicios añadirá 9.200 millones de dólares, mientras que el aumento de la actividad aportará 8.600 millones. Estos aumentos se verán parcialmente compensados por los 4.200 millones de dólares de ahorro derivados del aumento de la eficiencia. Se espera que los aumentos de eficiencia se deban principalmente a la adopción de los simuladores de fractura. A pesar del considerable crecimiento del gasto anual, el total de 2022 seguirá estando muy por debajo del nivel previsto para 2022 antes de que se produjera la pandemia.
«La actividad petrolera y gasística y el gasto en exploración y producción en las tierras estadounidenses han estado expuestos a una importante volatilidad en los dos últimos años. Las estrategias agresivas de los operadores privados en el parche de shale de Estados Unidos han impulsado el gasto este año, pero anticipamos un crecimiento significativo en 2022 tanto de los operadores públicos como de los privados», dice Artem Abramov, jefe de investigación de shale en Rystad Energy.
En noviembre de 2019, antes de la caída del mercado provocada por Covid-19, Rystad Energy pronosticó que el gasto total en shale en Estados Unidos para 2020 sería de 104.900 millones de dólares, con 109.700 millones y 119.800 millones anuales estimados para 2021 y 2022, respectivamente.
La estimación para 2020 se redujo bruscamente en el segundo trimestre de ese año, hasta 60.400 millones de dólares, a raíz de la caída sin precedentes del precio del petróleo y de la crisis de almacenamiento nacional. Aunque en el segundo semestre de 2020 y en el primero de este año se observaron modestos ajustes de esta estimación, las cifras definitivas de todos los productores públicos y las estimaciones finales de los agentes privados de exploración y producción (E&P) sólo tuvieron un impacto neto marginal en esa estimación original. Actualmente, la cifra para 2020 sigue siendo de 60.000 millones de dólares.
Los productores públicos independientes mantuvieron en gran medida sus presupuestos de shale de EE.UU. para 2021 en comparación con los de 2020, con un modesto aumento del índice de actividad de pozos de media ponderada (dos tercios del recuento de terminaciones y un tercio del recuento de pozos perforados).
El aumento de la actividad se vio compensado por el aumento de la eficiencia estructural y la reducción de los costes de servicio en las operaciones de perforación y terminación (D&C). Si bien esto último puede sonar contradictorio desde la perspectiva de la significativa inflación de las tarifas al contado en la mayoría de los segmentos de servicios a lo largo de 2021, cabe señalar que hubo una tendencia opuesta a lo largo de 2020, que permitió a los grandes independientes fijar tarifas de servicio más baratas a principios de 2021 en comparación con lo que había detrás de su gasto en D&C en 2020.
Mientras tanto, los operadores privados, que se movieron agresivamente a lo largo de 2021, calentaron las tarifas de servicio al contado y ya han sentido el impacto de la inflación de costes este año. Como resultado de este repunte de la actividad privada de E&P, el gasto total de capital en shale de EE.UU. aumentó alrededor de un 16% en 2021 en comparación con 2020.
La situación de las regiones
A nivel regional, el gasto en los yacimientos del Pérmico y de Haynesville se mantuvo resistente durante la desaceleración de 2020, viendo un aumento estructural más rápido de la actividad este año. Como resultado, el gasto anual en estas regiones ha aumentado entre un 23% y un 24% en lo que va de año, superando la tasa de crecimiento media nacional. El Niobrara experimentó un aumento del gasto aún más pronunciado en 2021 en términos porcentuales, aunque partiendo de una base especialmente baja tras el enorme colapso del año pasado.
Los Apalaches y la Eagle Ford, por el contrario, han experimentado un crecimiento menor en 2021, con un aumento del gasto de entre el 3% y el 6% en comparación con el año pasado.
Mientras que el Eagle Ford ha visto una saludable recuperación en el recuento de equipos durante 2021, sus cifras de crecimiento del gasto de todo el año fueron arrastradas por la baja actividad de pozos perforados pero no completados (DUC) hasta la finalización, especialmente cuando se compara con el Pérmico, y el gasto inflado de 2020 en medio de una fuerte actividad en el primer trimestre de 2020. El gasto en las regiones de Bakken y Anadarko en 2021 ha disminuido entre un 7% y un 14% respecto al año pasado.
De cara a 2022, se prevé que las regiones de Eagle Ford, Niobrara y Anadarko superen el crecimiento medio del gasto a nivel nacional debido a la expansión de la actividad de plataformas observada en los últimos meses, lo que proporciona cierto impulso al aumento del ritmo de actividad de fracturación en 2022.
Se prevé que el Bakken tenga un crecimiento del gasto del 19% el próximo año, igualando la tasa de crecimiento media nacional, mientras que el Pérmico crecerá un 17%, ligeramente menos que la media nacional, ya que otras cuencas se están poniendo al día.
Por lo que respecta al gas, se prevé un aumento del 15% del gasto en los Apalaches y un incremento de alrededor del 10% en Haynesville.
Aunque la tasa de crecimiento de todo el año se ve más alta en los Apalaches, esto no sugiere realmente un aumento más fuerte de la tasa de actividad de fracturación en la región noreste, donde la oferta sigue limitada por la situación de la capacidad de absorción.
Noticia tomada de: OilPrice / Traducción libre del inglés por World Energy Trade
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