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.
Estos recortes profundos en actividades de perforación resultarán en al menos dos años consecutivos de disminución de producción.
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.
La disciplina del capital no es un tema nuevo en 2020, pero ahora éste cobra mayor impulso y la industria se está comprometiendo con ello.
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 yacimientos adyacentes 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.
Incluso si hubiera una nueva ola de tecnologías de shale para implementar, los operadores tendrían dificultades para financiar la instrumentación en el campo.
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.
Las presiones de criterios Ambientales, Sociales y de Gobernabilidad (ESG) serán mucho más importantes para el futuro del shale oil de lo que fue en el pasado.
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.
La realidad es que simplemente, hay demasiados productores que operan a un costo demasiado alto.
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.
Los puntos de equilibrio de medio ciclo entre algunos de los mejores y peores activos petroleros en el shalesolo difieren en US$ 20 / barril.
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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