Por World energy trade – 16 de febrero de 2024
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El sector del petróleo y el gas estadounidense y mundial disfruta actualmente de un tercer año de precios de la energía relativamente altos, con una demanda de petróleo en una trayectoria de crecimiento constante.
El crudo WTI ha cotizado por encima de los 70 dólares por barril durante la mayor parte de los últimos 12 meses, muy por encima del precio medio de equilibrio de 54 dólares por barril para las cuencas de esquisto de Estados Unidos.
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Sin embargo, las grandes petroleras estadounidenses con la experiencia y el mal recuerdo del histórico desplome de los precios del petróleo de 2020, no están dispuestas a permitirse dudas y dejarse engañar con una falsa sensación de seguridad.
Las grandes petroleras están cubriendo sus apuestas con nuevos yacimientos que pueden ser rentables incluso a 30 dólares por barril, lo que refleja la creencia de los ejecutivos de que los precios altos no están garantizados.
«Después de tres grandes desplomes de los precios del petróleo en 15 años, existe una amplia aceptación de que es probable que se produzca otro», ha declarado a Reuters Alex Beeker, director de investigación corporativa de la consultora energética Wood Mackenzie.
Exxon Mobil Corp., Chevron Corp. y Occidental Petroleum han cerrado acuerdos por un valor combinado de 125.000 millones de dólares para adquirir empresas con yacimientos petrolíferos de bajo costo que pueden ser rentables a 25 y 30 dólares por barril.
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El pasado octubre, Exxon adquirió Pioneer Natural Resources, su rival en el sector del esquisto bituminoso, en una operación totalmente en acciones valorada en 64.500 millones de dólares, deuda incluida.
La fusión combinó los más de 850.000 acres netos de Pioneer en la cuenca de Midland con los 570.000 acres netos de ExxonMobil en las cuencas de Delaware y Midland, duplicando con creces la huella y la producción de Exxon en el Pérmico hasta 1,3 millones de barriles equivalentes de petróleo al día (MOEBD). Lo mejor del acuerdo: Exxon espera un coste de suministro de los activos de Pioneer inferior a 35 dólares por barril.
Casi al mismo tiempo, Chevron anunció que había acordado adquirir Hess Corp. en una operación totalmente en acciones valorada en 60.000 millones de dólares, incluida la deuda.
Con la adquisición de Hess, Chevron pasa a controlar la participación del 30% de Hess en el bloque Stabroek de Guyana, así como unos costos de equilibrio muy competitivos que oscilan entre 25 y 35 dólares por barril en todos los proyectos en producción.
Según Hess, la explotación producirá inicialmente 220.000 barriles brutos de petróleoal día durante el primer semestre de 2024, antes de aumentar a 620.000 barriles diarios.
En diciembre de 2023, Occidental Petroleum anunció que adquirirá CrownRock, uno de los productores privados de petróleo de esquisto más codiciados de Estados Unidos, en una operación en efectivo y acciones valorada en 12.000 millones de dólares.
A diferencia de las petroleras públicas, presionadas por Wall Street para que den prioridad a la rentabilidad de los accionistas, CrownRock ha aumentado su producción hasta 170.000 b/d en los últimos años, un buen complemento a los 960.000 b/d de Hess.
Aunque la operación se ha visto sometida a escrutinio porque se financiará en su mayor parte con efectivo, se espera que genere 1.000 millones de dólares de flujo de caja libre sólo en el primer año.
Últimamente, las grandes petroleras han preferido financiar las fusiones y adquisiciones con acciones en lugar de efectivo, ya que el financiamiento de activos energéticos totalmente nuevos, especialmente en los mercados emergentes, se ha convertido en un reto debido a la subida de los tipos de interés. Pero con la bajada de los tipos de interés en EE.UU., es posible que el efectivo empiece a desempeñar un papel más importante.
Mientras tanto, en Europa, Shell Plc. y Equinor ASA persiguen proyectos con un umbral de rentabilidad de entre 25 y 30 dólares por barril, mientras que la francesa TotalEnergies se ha fijado un objetivo aún más ambicioso para situar los costos de producción por debajo de los 25 dólares.
Estos bajos costos suponen aproximadamente la mitad del umbral de rentabilidad de los proyectos petrolíferos de hace tan sólo una década, y suponen alrededor del 40% del precio de referencia actual del Brent. Pero estas grandes petroleras apuestan por que la mejora de la productividad de los pozos continúe.
Mejora de la eficiencia
La mejora de la perforación y de la eficiencia de costos ha permitido a las petroleras obtener beneficios con precios del petróleo mucho más bajos.
Según J.P. Morgan, los costos de perforación y fracturación en Estados Unidos han disminuido un 36% desde 2014, lo que ha reducido significativamente los puntos de equilibrio para muchos productores.
Por ejemplo, JPM estima que EOG Resources puede ganar tanto con el petróleo a un precio de 42 $/bbl hoy como lo habría hecho con el petróleo a 86 $/bbl en 2014.
ExxonMobil apuesta ahora por que los productores de esquisto puedan incluso duplicar la producción de crudo de sus pozos existentes empleando nuevas tecnologías de fracturación hidráulica.
«Queda mucho petróleo bajo tierra. El fracking existe desde hace mucho tiempo, pero su ciencia no se conoce bien», ha declarado Darren Woods, CEO de Exxon.
Woods ha revelado que Exxon está intentando mejorar la productividad y reducir los costos mediante una fracturación más precisa a lo largo del pozo, de modo que se drene más roca empapada de petróleo, y también manteniendo abiertas las grietas fracturadas durante más tiempo para impulsar los flujos de petróleo.
Por suerte para la zona de esquisto de EE.UU., ya existe una tecnología probada que permite a los productores de petróleo dar a los pozos existentes un segundo chorro de alta presión para aumentar la producción por una fracción del costo de terminar un nuevo pozo: la refracturización de pozos de esquisto.
La refracturización está diseñada para reestimular un pozo tras un periodo inicial de producción, y puede restablecer la productividad del pozo hasta tasas de producción cercanas a las originales o incluso superiores, así como prolongar la vida productiva de un pozo.
Un nuevo estudio del Eagle Ford Shale, en el sur de Texas, calcula que el Bakken Shale de Dakota del Norte alberga unos 400 pozos a cielo abierto capaces de generar más de 2.000 millones de dólares si se refracturaran con precios del petróleo de 60 $/bbl.
Según Garrett Fowler, COO de ResFrac, una refracción puede ser hasta un 40% más barata que perforar un pozo y puede duplicar o triplicar los flujos de petróleo de pozos envejecidos.
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