Tras el estancamiento de las negociaciones de la OPEP+ en la reciente reunión de julio, los precios del petróleo superaron brevemente los US$ 75 por barril ante la perspectiva de que la alianza mantuviera la producción estable a partir de agosto.
Dado que la demanda mundial de petróleo va a crecer significativamente, el hecho que la OPEP+ cumpla, en teoría, su compromiso con el acuerdo original hasta que se alcance una nueva vía, provocaría un déficit de producción.
Durante la ajetreada temporada de verano, la demanda mundial de petróleo suele aumentar, y a medida que los países flexibilizan los cierres por la pandemia y vuelven a abrir, se genera un impulso en la demanda que obviamente también tiene influencia en el aumento de la demanda para la OPEP+.
Esto se traduce en que aumenta el número de barriles que el mercado del petróleo necesitaría de los productores de la OPEP+ para estar en un teórico equilibrio perfecto, lo que significa que los inventarios no disminuyen ni aumentan.
Para agosto, Rystad Energy prevé que el mercado mundial necesita 1,6 millones de barriles diarios (bpd) más de oferta para estar en este equilibrio teórico.
A pesar de la subida de precios que está generando esta perspectiva de escasez de oferta, el análisis de Rystad Energy revela que la oferta de EE.UU. sólo aumentará marginalmente este verano, en ningún caso suficiente para llenar el vacío que crearía la posible inacción de la OPEP+.
En caso de que los operadores de shale estadounidenses sigan la señal de los precios y decidan aumentar la producción, se necesitarían al menos nueve meses para ver un resultado significativo en la oferta.
Por tanto, aumentar la producción conlleva un riesgo considerable debido a la volatilidad que rodea a la demanda de petróleo y a la trayectoria de los precios.
Los datos de Rystad Energy muestran que la producción de crudo estadounidense alcanzó unos 11,45 millones de bpd en junio de 2021.
A pesar de las condiciones alcistas, sólo se prevé que crezca en 60.000 bpd hasta 11,51 millones de bpd en julio, manteniéndose en el mismo nivel en agosto. A continuación, se espera un descenso en septiembre y octubre hasta 11,34 millones de bpd y 11,41 millones de bpd, respectivamente.
A partir de noviembre de 2021 se iniciará una trayectoria de crecimiento constante, aunque lento, en la que se espera que la producción de crudo vuelva a subir hasta 11,55 millones de bpd, para cerrar el año con 11,62 millones de bpd en diciembre.
A partir de enero de 2022, la producción seguirá aumentando, superando la media mensual de 12 millones de bpd sólo a partir de octubre de ese año.
Se espera que Texas y Nuevo México impulsen casi todo el crecimiento de la producción de petróleo desde la segunda mitad de 2021 hasta 2023, mientras que el resto del país permanecerá en modo de mantenimiento, produciendo alrededor de 5,3 millones de bpd a 5,4 millones de bpd durante los próximos años.
A pesar del continuo crecimiento, no se espera que la producción mensual de Estados Unidos en 2022-2023 iguale el récord de 12,9 millones de bpd alcanzado en 2019, ya que no se prevé que los precios del WTI se mantengan en los altos niveles actuales.
Sin embargo, existe cierto potencial alcista si continúa la volatilidad, y si el entorno actual de precios del WTI se prolonga hasta el próximo año, la previsión de Rystad podría ser objeto de revisiones.
Gran parte de la producción de crudo de 2021 de los productores estadounidenses que cotizan en bolsa, está cubierta a niveles de precios mucho más bajos que en los US$ 70 por barril, lo que significa que los operadores registran una pérdida financiera que compensa en parte las ganancias físicas, lo que en última instancia desincentiva la producción adicional.
Sin embargo, menos del 40% de la producción total de shale oil prevista para 2021 está cubierta, lo que significa que hay muchos operadores que estarían muy incentivados por unos precios más altos del WTI, especialmente los productores privados.
Para ellos, en teoría, podría haber un cierto aumento de la producción si los precios más altos se perciben como un cambio estructural en lugar de un reequilibrio a corto plazo.
Otra razón por la que la respuesta de la oferta en EE.UU. es débil es que en 2021 los operadores siguen comprometidos con la disciplina de capital y con la devolución de dividendos a los accionistas tras el duro año anterior.
En definitiva, no es posible una respuesta importante de la oferta para ambos tipos de productores antes del segundo trimestre de 2022.
El sector sigue dependiendo en gran medida de la finalización de pozos perforados pero no completados (drilled but uncompleted – DUC) y para ver un aumento serio de los volúmenes de fracking los operadores tendrían que aumentar primero la perforación.
«Incluso si la industria del shale estadounidense quisiera producir más, el tiempo necesario desde una señal de precios hasta un impacto significativo en la producción es de al menos nueve meses, incluyendo el tiempo que se necesita para tomar una decisión de inversión, los meses necesarios desde la perforación hasta el final de la fracturación, más la última etapa desde el final de la fracturación hasta el pico de producción», dice Artem Abramov, jefe de investigación de esquisto en Rystad Energy.
Gas natural y LGN
En cuanto a la producción de gas, Rystad Energy apuesta por una recuperación gradual hacia el pico anterior a Covid-19, con una producción nacional de gas seco que supere los 96.000 millones de pies cúbicos diarios (Bcfd) a finales de 2022.
Se prevé que la mayor parte del crecimiento en la segunda mitad de 2021 y 2022 estará impulsado por las regiones del Pérmico y Haynesville.
Por su parte, los Apalaches tienen el potencial de crecer de 33 Bcfd a 35 Bcfd en 2023, condicionado a la expansión de la capacidad de extracción.
En 2021-2023, las perspectivas de caso base actuales sugieren que el gas asociado de las regiones del Pérmico, Eagle Ford, Williston y las Rocosas superará el crecimiento de las regiones de gas principales de los Apalaches y Haynesville.
Se espera que la producción de gas de las regiones centrales represente el 32,2% de la producción nacional de gas seco para diciembre de 2023, frente al 30,3% en diciembre de 2020. A su vez, la contribución de las regiones centrales de gas al total de la nación aumentará del 49,0% al 50,2% en el mismo periodo.
En cuanto a los líquidos de gas natural (LGN), los datos de Rystad Energy muestran que el suministro de los pozos aumentó hasta un nuevo máximo de 5,62 millones de bpd en abril de 2021. El récord anterior de 5,54 millones de bpd se estableció en julio de 2020.
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