La producción de crudo en EE.UU. ha tenido un crecimiento notable desde el año 2014. La fuente de Shale ha sido el impulsor principal de continuos records para la nación norteamericana y cuya producción de los últimos años la han convertido en un exportador neto de energía.
Sin embargo, hay indicios que este crecimiento no es sostenible, señales como información de Baker Huges, una de las más grandes compañías de servicios petroleros, la cual recientemente reportó una caída en el conteo de taladros de perforación activos (Rigs) en Estados Unidos.
El recuento total de Rigs de petróleo y gas en octubre fue de 850, lo que representa 216 menos si se compara con la misma época del año pasado. Según el informe, el número total de taladros de petróleo activos llegó el 13 de octubre a 713 y el número de plataformas de gas activas disminuyó para llegar a 137.
Otra de las señales es la proveniente directamente de los altos ejecutivos de las empresas del Shale norteamericano y que aseguran que los días de gloria de la perforación en el sector de esquistos está llegando a su final.
Con motivos de los reportes de resultados financieros para el tercer trimestre de 2019, los resultados de las empresas fueron mixtos. Algunas compañías superaron las estimaciones de ganancias, mientras que otras cayeron drásticamente.
Sin embargo, apartando el desempeño financiero individual, lo relevante es la percepción general de las empresas con respecto al estado de la industria. Un tema común surgió entre varios ejecutivos del sector: el frenesí de crecimiento está llegando a su fin.
El director ejecutivo de Pioneer Natural Resources, Scott Sheffield, dijo que la cuenca del Pérmico "se desacelerará significativamente en los próximos años", y señaló en el último reporte de ganancias que la compañía también está actuando con más moderación debido a presiónes de los accionistas para no alcanzar crecimientos que ya no sean rentables.
La empresa ha reducido sus objetivos a corto y mediano plazo y han comenzado con modelos de flujo de caja que les permita adaptarse a la tendencia del mercado.
También hay problemas operativos que se han vuelto imposibles de ignorar para la industria. Enumeró varios factores que explican la desaceleración del Pérmico: el balance general bastante ajustado de las compañías, la proporción de pozos padre-hijo (parent-child wells) que las compañías tienen, las empresas se han orientado a perforar cantidades cada vez mayores de superficie menos productivas conocidas como Tier 2.
Sheffield es más optimista respecto al periodo 2021 a 2025 con respecto al precio del petróleo, ya que debido a la desaceleración del Shale estadounidense, se puede generar un repunte en los precios mundiales del petróleo.
Así mismo expresó que esto es una buena noticia para la OPEP. Ya que ésta no tendría que preocuparse mucho más por el crecimiento a largo plazo del shale de EE.UU.
El mercado del petróleo estaría comenzando a caer en excesos de producción a partir de 2020 y la OPEP está tratando de presionar a sus miembros para que cumplan los compromisos de los recortes de producción para aumentar los precios.
Otras compañías como Centennial Resource Development, también ha mostrado su decepción con las perspectivas de crecimiento. El CEO Mark Papa en la reunión más reciente de inversionistas realizó un reducción en sus predicciones respecto al crecimiento año-a-año de la producción de crudo de EE.UU., llevándola de 700,000 a cerca de 400,000 barriles por día.
Señaló que la producción de petróleo de Estados Unidos ha sido esencialmente plana durante 9 de los últimos 10 meses, y "es probable que disminuya ligeramente en los próximos seis meses".
El menor crecimiento de la producción de EE.UU. no se debe solo a los recortes de gastos y a la disciplina del capital que se ha impuesto por parte de los accionistas en casi todas las compañías.
Las razones más importantes que han tenido impacto han sido el cambio de ubicaciones de las localidades de perforación a Tier 2 y Tier 3 que son menos productivas que las Tier 1, lo cual está ocurriendo en todas las áreas del Shale.
En coincidencia de los comentarios de Sheffield, Mark Papa dijo que hay un aumento de eventos en lo referente a pozos padre-hijo.
En el negocio de perforación horizontal de petróleo y gas, el primer pozo que se perfora en un terreno o ubicación se considera un pozo padre. Estos pozos se perforan en la mejor ubicación y tienen todo el depósito de petróleo o gas para ellos solos.
La perforación posterior que perfora el resto del campo, llamada perforación de relleno, se conoce como pozos hijo. Como es de esperar, los pozos padres son más productivos que los pozos hijo, ya que estos frecuentemente tienen menos presión del reservorio y a veces se "comunican", o superponen sus áreas de drenaje con los pozos padres.
Y todo eso significa que los mejores pozos de las cuencas del pérmico ya han sido perforados por muchos o casi todos los productores de petróleo. Los productores de todo el Pérmico están terminando con los pozos padres y pasando a los pozos hijo.
Tambien Mark Papa Papa agregó que esto no es un problema temporal y considera que la producción de esquisto bituminoso de EE.UU. en una proyección año-a-año será considerablemente menos significativa en 2021 de lo que ha sido en los últimos años.
Como se mencionó al inicio, los resultados para las empresas fueron mixtos y esto se reflejó en el comportamiento del valor de sus acciones.
Figura 1. Comportamiento del valor de Centennial Resource Development
Figura 2. Comportamiento del valor de Pioneer Natural Resources
Otro caso fue el de Chesapeake Energy cuyo pecio de las acciones bajó casi un 20% luego después de informar en una presentación ante la Security Exchange Commission (SEC) que los precios bajos "plantean dudas sustanciales sobre la capacidad de continuar como una empresa en marcha".
Figura 3. Comportamiento del valor de Chesapeake Energy
Chesapeake está reduciendo drásticamente el gasto y espera que su producción disminuya el próximo año.
El CEO de la compañía parece pensar que sí. "Cuando ves una compañía como Chesapeake con la fortaleza y la calidad de nuestra cartera de gas, reduciendo el capital, creo que debería ser una buena indicación direccional de dónde otros también deberían estar reduciendo la actividad", dijo Robert Lawler, CEO de Chesapeake Energy, informó WET.
Baker Hughes ha emitido el conteo de plataformas rotativas como un servicio para la industria petrolera desde 1944, cuando Baker Hughes Tool Company comenzó a contar semanalmente las actividades de perforación en EE.UU. y Canadá. El recuento de plataformas norteamericanas se publica al mediodía, hora central, el último día de la semana laboral.
El Baker Hughes Rig Counts es un importante indicador comercial para la industria de perforación y sus proveedores. Cuando las plataformas de perforación están activas, consumen productos y servicios producidos por la industria de servicios petroleros. El conteo activo de plataformas actúa como un indicador líder de la demanda de productos utilizados en la perforación, terminación, producción y procesamiento de hidrocarburos.
Las plataformas operativas cuentan una historia mucho más detallada sobre el estado de las cosas tanto en Texas como en Alberta. Y las plataformas son los principales indicios del futuro de todo en la industria, desde el empleo hasta la continuidad en operación o la bancarrota.
Figura 1. Conteo de plataformas de Baker Hughes al 8-Nov para EE.UU. y Canadá
Hay muchos factores e indicadores que se desprenden de los indicadores de plataformas, por lo que los traders de hidrocarburos están siempre alerta con el conteo de Baker Hughes que sale todos los viernes.
¿El conteo descendente de plataformas en Texas es una señal de lo que vendrá?
A principios de 2019, Texas solo representaba 534 de las 1,075 plataformas petroleras y de gas que operan en los Estados Unidos, y alberga casi el 50% de todas las plataformas petroleras y de gas activas en los Estados Unidos.
Los tres estados que tenían el mayor número de plataformas activas, Oklahoma, Nuevo México y Texas, los conocidos “Big 3”, en conjunto tenían casi las tres cuartas partes de todas las plataformas activas con un 72.5%.
Pero las cosas han cambiado desde principios de año. El número absoluto de plataformas de Texas se ha reducido de 534 a 416. Sin embargo, le fue mejor que a muchos otros estados, y su participación en todas las plataformas activas en los Estados Unidos ha aumentado.
El estado de Texas ahora posee más del 50% de todas las plataformas activas en los Estados Unidos.
A pesar de que la cantidad de plataformas activas en Texas ha disminuido en el transcurso de 2019, sigue siendo el principal productor de petróleo, y todavía es el hogar de la mayor cantidad de empleos de petróleo y gas en el país.
Sin embargo, es necesario advertir que, de septiembre de 2018 a septiembre de 2019, la industria del petróleo y el gas en Texas agregó solo 1,700 puestos, el número más pequeño de puestos agregados de cualquier industria en Texas. Esta desaceleración de los nuevos trabajos de petróleo y gas está estrechamente vinculada a las disminuciones en su conteo absoluto de plataformas, incluso a medida que aumenta la producción.
Figura 2. Empleo en Texas en el sector de extracción de Oil & Gas
Las inversiones que respaldan la industria de petróleo y gas ya no se satisfacen solo con aumentos de producción, quiere obtener ganancias. En un mercado volátil como el actual, las ganancias se obtienen con ajustes presupuestarios a todo nivel, y uno de esos ellos es el de los costos laborales.
Aquellos que no pueden encontrar formas de ajustarse, han sido obligados a la bancarrota, y en consecuencia, en Texas han ocurrido 27 bancarrotas en la industria del petróleo y el gas desde mayo de 2019.
El 4T-2019 no se ve mucho mejor, empresas como Halliburton y Schlumberger, los dos servicios más grandes en EE.UU., que esperan una desaceleración aún mayor que la ya vista en la actividad de sus clientes.
Pero no todo está perdido. Si bien los empleos relacionados con la extracción de petróleo y gas en Texas han experimentado una fuerte disminución desde el auge de 2014, ahora están nuevamente en aumento, un aumento moderado, incluso a medida que disminuye el número de plataformas.
El caso canadiense
La provincia canadiense de Alberta, responsable de tener el 70% de todas las plataformas petroleras y de gas canadienses, nunca ha enfrentado tiempos tan difíciles como los actuales.
Ha resistido las crecientes presiones ambientales de otras provincias canadienses que han obstaculizado el crecimiento de la industria a medida que los proyectos críticos de ductos fracasan en el mundo de la política y las regulaciones.
En el período previo a 2019, la primera ministra de Alberta, Rachel Notley, instituyó una cuota obligatoria de producción de petróleo para la provincia, retirando 325,000 bpd del mercado en un esfuerzo por elevar el precio de su referencia canadiense occidental, que se cotizaba con un fuerte descuento respecto al WTI.
Estos tiempos difíciles para la región de Alberta se ha reflejado en su número de plataformas activas.
El recuento promedio de plataformas de petróleo y gas de 4 semanas de la provincia a principios de 2019 era de 120 plataformas. Hoy, esta cifra es 97, lo que significa una disminución del 19% en plataformas activas.
Como resultado, Alberta tuvo una perdida enorme en los empleos en el sector de petróleo y gas en 2019, con un desempleo de hombres jóvenes en Alberta ahora del 19.9%, un aumento del 4% desde hace solo un mes.
Después de 2019, las cosas pueden mejorar para Alberta. El viernes, esas cuotas de producción se redujeron para los nuevos pozos convencionales, una medida que debería alentar nuevas perforaciones a medida que las empresas intentan recuperar el terreno perdido derivado de las cuotas.
Por qué la métrica de conteo de plataformas es importante
Independientemente de lo que afecte a la industria petrolera, hay una serie de métricas que los comerciantes e inversores utilizan para evaluar el estado de la industria, ya sea que esté interesado en Canadá o Estados Unidos. El conteo de Baker Hughes es solo uno de ellos.
Sin embargo, en el mundo actual basado en datos, resulta que los datos de petróleo y gas, ya sean datos de inventario, envíos, plataformas, datos de pozos y datos de producción, no son tan precisos como deberían serlo.
Un reciente caso emblemático fue el del American Petroleum Institute (API), el cual hace 2 semanas proporcionó su acostumbrado reporte de cifras de inventarios de crudo, estos números no tardaron en difundirse a través de medios y redes sociales, el caso es que poco tiempo después, nuevamente la API publicó un segundo conjunto de datos con cifras corregidas pero esta vez solo a sus suscriptores. Tardó poco en que estas cifras se difundieran por los mismos medios y hubiese en consecuencia una confusión en los mercados.
Al día siguiente fue necesario que la EIA publicara su propio conjunto de datos que desmentían la información publicada por la API respecto al movimiento del inventario de crudo durante la semana.
El caso es que estos datos son ampliamente utilizados para predecir cambios de precios a corto plazo.
Es por ello que, si el objetivo es estar al tanto de lo que está sucediendo con los productores de petróleo y gas, el recuento de plataformas de Baker Hughes es el que está vinculado a lo que realmente están haciendo en el sector.
Lo que suceda después en Texas y Alberta no se limitará a solo números publicados por la API o la EIA, sin embargo, las inversiones y el comercio para hacer proyecciones y tomar sus decisiones si deben vigilar los números de los recuentos de plataformas en operación e incluso las cifras de mano de obra.
A principios de este verano, parecía que el crecimiento del petróleo de esquisto bituminoso de Estados Unidos comenzaba a disminuir. Pero luego el crecimiento de la producción se recuperó de cara a la caída, y actualmente es de 12,6 millones de barriles por día (BPD), igual a su máximo histórico.
Pero una nueva perspectiva de mercado del proveedor de datos IHS Markit proyecta que el crecimiento del petróleo de esquisto se desacelerará en 2020, y luego se estabilizará en 2021. Raoul LeBlanc, vicepresidente de no convencionales de América del Norte, pronostica los mayores vientos en contra de la industria del esquisto desde el colapso del precio del petróleo en 2015:
“La combinación de mercados de capital cerrados y precios débiles están sacando efectivo del sistema. Los inversores están imponiendo disciplina de capital en E&P al bajar los precios de las acciones y aumentar el costo del capital en los mercados de deuda ".
IHS Markit proyecta un crecimiento en la producción de esquisto bituminoso de 480,000 BPD en 2020, menos de la mitad de la tasa de este año, y luego no habrá crecimiento en 2021l director ejecutivo de Pioneer Natural Resources Co., Scott Sheffield, dijo recientemente que los productores de esquisto están prestando atención a los llamados de los inversionistas para que dejen de consumir efectivo. También espera que el crecimiento se desacelere el próximo año, lo que debería ayudar a impulsar los precios del petróleo. En una llamada con analistas, Sheffield dijo: "No creo que la OPEP tenga que preocuparse mucho más por el crecimiento del esquisto de EE. UU. A largo plazo", y agregó que "definitivamente se está volviendo más optimista de que probablemente estemos al final del ciclo con respecto a precios del aceite."
El ex CEO de EOG Resources, Mark Papa, ha estado hablando de una desaceleración durante todo el año, pero recientemente redujo un pronóstico que hizo hace solo nueve semanas. Papa redujo su pronóstico de crecimiento de esquisto bituminoso para 2020 a 400,000 BPD de la estimación de 700,000 BPD que hizo a principios de septiembre. Papa agregó: "Esto probablemente no sea solo un evento 2020. Creo que la producción de esquisto de EE. UU. Sobre una base de crecimiento año tras año será considerablemente menos poderosa en 2021 y años posteriores de lo que la mayoría de la gente espera actualmente ”.
Papa culpó al agotamiento de las mejores ubicaciones de perforación, y demasiados pozos perforados demasiado juntos para la desaceleración.
La OPEP, mientras tanto, no parece esperar una desaceleración. En su reciente informe anual, la OPEP proyectó que la producción de petróleo de esquisto bituminoso de EE. UU. Aumentará más del 40% para alcanzar los 17 millones de BPD para 2025. Este es un aumento de 3.1 millones de BPD más que la OPEP proyectada en el informe del año pasado.
Si la OPEP planea una producción de petróleo mucho más alta en los Estados Unidos, y eso no sucede, entonces eso podría establecer una estanqueidad a corto plazo en el mercado, publicó Forbes.
