Detrás del auge y el busto del petróleo de esquisto de EE. UU.
Gracias a la producción de petróleo de esquisto bituminoso, la dependencia de las importaciones extranjeras de petróleo se ha desplomado. La Agencia de Información Energética de EE. UU. Proyecta que la dependencia de EE. UU. Del petróleo extranjero caerá al 34 por ciento para 2019.
Eso es menos del 45 por ciento en 2011 y del 60 por ciento en 2005. (Fuente: "Pronóstico de 2015, Agencia de Información Energética").
US Shale Boom y busto
Dos factores impulsaron el auge del petróleo de esquisto de EE. UU. En primer lugar, los precios del petróleo promediaron más de $ 90 por barril durante tres años (2011-2014). Eso es suficiente para permitir que la exploración y producción de lutitas sea rentable.
En segundo lugar, las bajas tasas de interés dieron a los bancos y los inversores de capital privado un fuerte incentivo para otorgar préstamos a las compañías petroleras de esquisto bituminoso. El monto total de los préstamos ascendió a casi $ 250 mil millones en 2014. (Fuente: "Debt and Alive", The Economist, 10 de octubre de 2015).
El aumento de la producción provocó un exceso de oferta que hizo que los precios cayeran en picado. Los precios del West Texas Crude cayeron de $ 106 / barril en junio de 2014 a $ 32.10 el barril el 7 de enero de 2016. Eso es casi tan bajo como el fondo durante la Gran Recesión ($ 30,28 el 23 de diciembre de 2008). Para más información, vea Precios del Gas en 2008 .
¿La producción de esquisto de EE. UU. Realmente creó ese exceso de oferta?
No. La volatilidad de los precios empeoró por los comerciantes de materias primas . Negocian contratos de futuros de petróleo en una subasta similar al mercado de opciones . Esa mentalidad puede hacer que suban los precios durante una escasez, y los rebaja durante un excedente. Hicieron lo mismo en 2008. Antes de bajar los precios, crearon una burbuja de activos , impulsando los precios hasta $ 145 el barril a principios de 2008.
Otra razón por la cual los precios son tan bajos es que los productores de shale oil siguieron perforando. Se hicieron mejores en los costos de corte cuanto más perforaron. Sus banqueros seguían renovando su deuda siempre que las tasas de interés permanecieran bajas. Muchos productores ya habían vendido su petróleo en el mercado de futuros cuando los precios eran más altos. Eso cubrió sus ingresos. Para mantener la cuota de mercado, la OPEP también mantuvo bombeando petróleo. Normalmente, recortaría la producción al caer los precios del petróleo. (Fuente: "A medida que el petróleo sigue cayendo, nadie parpadea", The Wall Street Journal, 7 de diciembre de 2015).
El ciclo de auge y caída está llegando a su fin. Primero, los bancos usan las reservas de petróleo como garantía. Cuando los precios del petróleo bajan, también lo hace el valor de la garantía. Como resultado, muchos perforadores se volvieron "al revés". Lo mismo le sucedió a muchos propietarios durante la crisis de las hipotecas subprime . Como resultado, los perforadores no están agregando plataformas tan rápido como lo hacían anteriormente. (Fuente: "El Juggernaut de Shale de EE. UU. Muestra signos de fatiga", The Wall Street Journal, 5 de octubre de 2017).
En segundo lugar, la Fed está subiendo las tasas de interés . Los prestamistas están menos dispuestos a refinanciar sus deudas. Como resultado, muchas compañías deben bombear suficiente petróleo para generar suficiente efectivo para hacer sus pagos mensuales de la deuda. Harán esto sin importar qué tan bajos sean los precios, e incluso si ya no son rentables.
Las empresas más pequeñas, como Sandridge Energy Inc., Energy XXI y Halcón Resources, usaron el 40 por ciento de los ingresos el año pasado para realizar pagos mensuales. (Fuente: "La caída del petróleo provoca problemas de bancarrota", The Wall Street Journal, 11 de enero de 2016).
En tercer lugar, los contratos de futuros ahora tienen un precio tan bajo que muchos fracking ya no pueden seguir perforando. A partir de octubre de 2015, aproximadamente la mitad estaban sentados inactivos. Docenas ya se han declarado en bancarrota y 55,000 trabajadores han sido despedidos. Pero la EIA predice que los precios del petróleo subirán nuevamente a tiempo . (Fuente: "Frackers Who Drove Boom Struggle to Survive", The Wall Street Journal, 24 de septiembre de 2015).
Reservas de petróleo de esquisto de EE.UU.
El campo Bakken en Dakota del Norte y Montana es la reserva de petróleo de esquisto más grande que se produce . El campo tiene capas de roca densa y petrolera a unas dos millas bajo tierra.
El campo es aproximadamente del tamaño de Virginia Occidental y produjo 770,000 barriles de petróleo por día (desde diciembre de 2012). Aunque la producción comenzó a despegar en 2006, los niveles se duplicaron en solo los últimos dos años. En este punto, el 95 por ciento de la producción proviene de pozos horizontales. Como resultado, Dakota del Norte extrae más petróleo que Alaska y se está acercando a los dos millones de barriles por día producidos por Texas. En 20 años, su número de pozos podría aumentar de los actuales 8,000 a por lo menos 40,000. Parte del motivo de la expansión es que cada pozo se seca después de aproximadamente dos años. Eso es porque el petróleo está atrapado en bolsillos que no retienen tanto aceite como los pozos tradicionales. Sin embargo, en total, el campo podría contener casi 4 mil millones de barriles de petróleo de esquisto bituminoso. (Fuente: "La actividad de perforación de petróleo y gas de la formación Bakken refleja el desarrollo en Barnett", EIA, 2 de noviembre de 2011. "Bakken surge como competidor de la corona de perforación petrolera de EE. UU.", CNBC, 23 de marzo de 2013).
El campo Eagle Ford en Texas produjo 750,000 barriles / día a partir de 2011, casi todos de pozos horizontales. El Servicio Geológico de los Estados Unidos estima que hay 853 millones de barriles en reservas no descubiertas. Los perforadores están buscando tanto petróleo como gas natural. (Fuente: "Las tendencias en la perforación de Eagle Ford destacan la búsqueda de líquidos de petróleo y gas natural", EIS, noviembre de 2011.)
El campo Utica en Ohio tiene entre 1.3 y 5.5 billones de barriles de petróleo. Ohio actualmente produce 5 millones de barriles de petróleo al año. Hasta el momento, la reserva de petróleo aún se está explorando. (Fuente: "Perforación de petróleo y gas natural en Ohio en aumento", EIS, septiembre de 2011).
La reserva más grande de los EE. UU. Es la formación Monterey Shale cerca de Bakersfield, California. Tiene cuatro veces más petróleo que Bakken Field en Dakota del Norte. Su área de 1,750 millas cuadradas contiene 15,4 mil millones de barriles de petróleo, aproximadamente 2/3 de las reservas totales de esquisto de la nación. El petróleo de esquisto de California es mucho más difícil de extraer que el Bakken, y los grupos ambientalistas se oponen mucho más. Esto se debe a que su formación geológica requiere un fracking más intensivo y una perforación horizontal más profunda. Eso es preocupante en un estado que yace en la falla de San Andrés, y que ya tiene más terremotos que los que le corresponden. (Fuente: La gran reserva de petróleo puede estar ahora al alcance ", The New York Times, 4 de febrero de 2013).
US Shale Oil Companies
Las cinco principales compañías petroleras de esquisto - EOG Resources, Anadarko Petroleum, Apache Corp., Chesapeake Energy y Continental Resources - bombearon el 10 por ciento de la producción total de crudo de Estados Unidos en 2014. Mientras que las pequeñas petroleras de esquisto bituminoso que contrajeron deudas podrían ir a la quiebra, estos cinco probablemente sobrevivirán, si no prosperan. (Fuente: "Los productores estadounidenses preparan una nueva ola de petróleo", The Wall Street Journal, del 14 al 15 de marzo de 2015).