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miércoles, 5 de enero de 2011

La(s) estrategia(s) del gas shale, ¿Cómo apostar por un gas barato?


La revolución norteamericana del shale está descontrolada, con firmas forzando arriendos para aumentar la perforación aún con la depresión de los precios del gas. Estimaciones cautelosas ponen al hallazgo del gas shale en torno de los 616 billones de pies cúbicos -el equivalente en términos de energía en 106 mil millones de barriles de petróleo, aproximadamente las reservas probadas de Kuwait.
El descontrol debería durar hasta 2011, aun cuando muchos pozos sean "money-losers". Todo esto debería conducir a una onda de consolidación y joint-venturing -como el reciente acuerdo de Talismán Energy con Sasol- en el espacio del gas. Pero los pioneros del shale se hicieron víctimas de su propio éxito. A la magnitud de las reservas desenterradas por algunas como Chesapeake Energy y XTO, ahora división de Exxon Mobil, los precios se sumergieron, aún con el renacimiento económico impulsando la demanda. El gas se negocia ahora un poco más de un tercio del nivel de junio de 2008. Así, en vez, de una reducción, la industria de energía ha intensificado su perforación. El número de aparejos que perforan el shale se ha duplicado desde 2007 a más de 500, según Tudor, Pickering, Holt.
La parte de la explicación de este comportamiento perverso es la estructura de arriendos para la tierra. Los arriendos "drill-it-or-lose-it" a menudo obligan a las firmas a bombear el gas o decir adiós a sus reclamos -que puede costar hasta 30.000 dólares el acre en los lugares principales de Louisiana o Texas. La perforación involuntaria de esta clase sólo comenzará a terminarse en 2011. Cualquier freno natural en una actividad autodestructiva también ha sido debilitado por un spree de joint-venture. La impaciencia por conseguir una parte de la bonanza de energía norteamericana, las firmas de energía extranjeras financian los costos de perforación a cambio de una participación en el botín.
La sudafricana Sasol, el mayor productor mundial de combustibles de motores procedentes del carbón,  acordó pagar 75% de los costos de perforación de Talisman en un intercambio por el 50% de interés en algunos activos del shale canadiense[1].  Los activos incluidos en la transacción cubren un área de 51.000 acres (20.655 hectáreas) y representan un volumen calculado de recursos de 9,6 billones de pies cúbicos de gas o el 22% del recurso potencial de Talisman en el área. El campo de Farell Creek tiene un bajo riesgo operativo y grandes facilidades para el transporte de gas por la infraestructura de gasoductos norteamericana[2].
Además, ambas empresas han acordado estudiar la posibilidad de utilizar la tecnología de Sasol para licuar el gas natural y poder utilizar otros sistemas distintos de los gasoductos para su transporte. "Aunque el acuerdo no tiene ni pérdidas, ni ganancias con el precio del gas a 4 dólares por millón de BTU, Talisman puede mejorar su tasa de rendimiento inicial en Farrell del 9 al 40%", dijo George Toriola, analista de UBS en una nota a sus clientes[3]. Es más fácil seguir perforando cuando alguien aporta el dinero, aún cuando la mitad de todos los nuevos pozos sean poco económicos en los precios actuales del gas, según Tudor, Pickering.
Hasta ahora, la mayor parte del dolor por el derrumbe de los precios ha sido amortiguado por una cobertura. Pero el declive prolongado en los precios del gas comenzará a escabullirse a principios de 2011. Aún así, esperan que el suministro de gas natural suba otro 5%. Si el precio del gas sube más, hay aproximadamente 1.000 pozos que esperan ser completados.



También la búsqueda de líquidos en el shale


Después de todos, mientras el precio de un barril de petróleo se cierne alrededor de 91 dólares, el gas natural ofrece la misma cantidad de energía pro un precio acordado en 27 dólares. Incluso el carbón tradicionalmente barato está bajo amenaza del gas con los actuales precios. Los precios del gas natural deberían permanecer por debajo de los 5 dólares por millón de BTU en 2011. Pues los productores de energía se enfocaron en la perforación de gas, que hace más joint-ventures o activos de venta probablemente.
Y otros productores reforzarán los activos shale de petróleo, en particular en la región Bakken en Dakota del Norte y el Eagle Ford shale en Texas. Los precios del gas natural llevan a las empresas independientes al boom del petróleo shale.[4] El especialista en gas EOG Resources ya abrió el camino, aumentando la producción líquida en 43% contra 2009. Los proyectos de la empresa son de sacar 23% de sus ingresos norteamericanos de líquidos y 77% de gas en 2007 para pasar a 67% en líquidos y 33% en gas para 2011.
Chesapeake también se ha pasado al petróleo. Un plan agresivo para desplazar el capital expenditure (capex) del gas natural al petróleo y plays ricos en líquidos. El capex se reenfocará en el aumento de esta exposición en un valor de 15 dólares por mil pies cúbicos equivalente (mcfe), comparado con el valor de 4 dólares/mcfe para la producción de gas natural[5].Chesapeake planea aumentar sus gastos en líquidos al 65% de su capex en perforación y terminación en 2012, comparado con el 35% para el gas natural. Su capex de 2009 fue compuesto 10% destinado al gasto de líquidos versus 90% para el gas natural.
La empresa impulsará la producción de líquidos en varias áreas, incluyendo un nuevo play de 1 millón de acres para develar en la primera mitad de 2011. Planifica reducir la perforación de gas natural hasta que los precios pasen los 6 dólares/mcf. Y Sasol puede ser capaz de ayudar a Talisman a hacer lo mismo. Estas pueden ser malas noticias para las firmas de energías inundadas de gas barato. Pero son buenas noticias para el solicito cuadro de banqueros de energía de Houston. Pasarán a hacer más acuerdos, empresas conjuntas y aumentos de capital.



Moody's Investors Service aumentó el outlook para la industria de servicios de campos petroleros global, sosteniendo que la demanda robusta debería mantener la capacidad apretada y los precios en aumento. La agencia de rating dijo que los fuertes precios para el petróleo y los líquidos de gas natural apoyarán el desarrollo continuado de esos plays en Estados Unidos[6].
Otro riesgo es elevado escrutinio regulador sobre la fractura hidráulica y la perforación onshore. El aumento de la supervisión puede reducir la marcha de la inversión de capital y aumentar los costos. Pero Peter Speer, de Moody's, el aumento de la perforación de petróleo compensará cualquier moderación esperada en la perforación de gas natural el próximo año.
Fitch Ratings, dijo, por su parte, que espera que la demanda de gas natural sea estable el próximo año, pero espera que las tendencias de producción debieran seguir la tendencia de desarrollo de tuberías[7]. Fitch espera que el paso de la recuperación económica reducirá la marcha el año próximo, pero ve mejores asignaciones de precio mejorada para los tubos de acero y servicios de construcción, mercados de capital favorable y balances sanos que benefician a empresas de infraestructura de tuberías.





Exxon Mobil entre los ejemplos de desarrollo a largo plazo de las reservas shale; adquisición de pozos en Arkansas



Exxon Mobil continúa el proceso de compras de largo plazo en activos de gas natural estadounidense, pagando 575 millones de dólares por pozos y reservas en Arkansas. El acuerdo con Petrohawk Energy realizado a fines de diciembre, subraya el interés de Exxon por continuar adquiriendo gas en EE.UU., a pesar de los bajos precios. Exxon se hizo el productor más grande de gas en Estados Unidos después que compró XTO Energy Inc en junio por 25 mil millones de dólares. En julio, Exxon pagó 695 millones de dólares por Ellora Energy, con sede en Denver.
Exxon paga aproximadamente 1.92 dólares a Petrohawk por cada mil pies cúbicos de reservas probadas, alrededor del 36% menos de lo que pagó por XTO, dijo Pavel Molchanov, analista de Raymond James & Associates. Esta cifra se esperaba porque los precios del gas ya habían caído 21% cuando fue anunciada la compra de XTO hace más de un año, dijo. Esta transacción es también más pequeña y más enfocada, resaltó Molchanov[8].
Exxon dijo que produjo 3.726 mil millones de metros cúbicos de gas natural por día en Estados Unidos en el tercer trimestre, aproximadamente 16% del consumo total nacional. El acuerdo de Petrohawk añadirá otros 98 millones de pies cúbicos de producción diaria, según los analistas de Jefferies & Co. El acuerdo con Ellora da a Exxon un área adicional en el prolífico shale de Haynesville.[9]
La mayoría de los productores estadounidenses de gas procuran aumentar la producción petrolera para capitalizar los altos precios del crudo, especialmente en comparación con el gas natural. Mientras los precios del petróleo han subido, el gas bajó desde 2008. Petrohawk dijo a principios de diciembre que consideraba vender activos para financiar la actividad de perforación en áreas como el shale Eagle Ford, rico en petróleo, en el sur de Texas. La empresa anunció a los inversores el 2 de noviembre que aumentó su presupuesto de capital en 2010 en 20% para cubrir los costos de los campos de gas en Eagle Ford y en Haynesville Shale. Pero la compra por Exxon/XTO de la unidad del holding Petrohawk en shale Fayetteville en Arkansas, muestra que Exxon es optimista sobre las perspectivas de largo plazo para el gas natural.
El acuerdo de Petrohawk "proporciona una adición estratégica a la posición existente de XTO de 410.000 acres netos en el shale Fayetteville", dijo Jeffrey Neu, vocero de XTO. Este grupo seguirá persiguiendo oportunidades similares apuntando al aumento de la producción local de gas natural. XTO también adquirió activos de tuberías de Petrohawk en Fayetteville Shale por 75 millones de dólares.

 

El gas shale como relanzamiento de la industria petroquímica; Bayer y la rentabilidad de invertir en plantas químicas en Estados Unidos



Bayer AG, el mayor fabricante mundial de poliuretano, trata de convencer a los potenciales inversores de construir una planta química en sitios de la compañía en West Virginia que usa etano de los depósitos adyacentes de gas shale. The Leverkusen, empresa con sede en Alemania, está en conversaciones para arrendar o vender partes no usadas de sitios que cubren 590 hectáreas para la construcción de una planta. El cracker convertirá el etano en etileno, un ingrediente clave en plásticos como el polietileno[10].
Las propiedades de Bayer se sientan sobre la formación Marcellus Shale, que según las estimaciones del Departamento de Energía es uno de los campos de gas más grandes en Estados Unidos. Los bajos precios del gas hicieron que los fabricantes químicos estadounidenses como Dow Chemical, Eastman Chemical y Chevron Phillips Chemical para usar más gas como materia prima. Chevron Phillips recibió la aprobación preliminar el mes pasado de los reguladores de Texas para reabrir el cracker cerrado en 2008 en su complejo Sweeny, según el Texas Commission on Environmental Quality. Eastman abrió un cracker en Longview, Texas, porque el gas se hizo más económico en Estados Unidos. Dow planea usar 30% más de etano, un componente del gas natural, en sus crackers del Golfo. "El etano es un feedstock avanzado en Estados Unidos, y esperamos un proporción favorable del ratio petróleo-a-gas continue", dijo el vice-presidente para hidrocarburos de Dow Chemical, Raja Zeidan en diciembre[11].
Dow dijo que esto también hace rever las opciones de joint-ventures para construir fraccionador de líquidos de gas natural (NGLs) en EE.UU. para asegurar el suministro de etano para su s crackers. La empresa tiene cinco plantas de olefinas en Texas y Luisiana con una capacidad de etileno combinadas de alrededor de 3.5m de toneladas/año.  La estrategia de Dow es igual a los movimientos hechos por LyondellBasell y Shell, que en los últimos dos años comenzó a cambiar los feedstocks de cracker en Estados Unidos por NGLs para capitalizar los recursos baratos de gas natural en la región.
La formación Marcellus en Pensilvania Occidental y en el norte de Virginia es excepcionalmente rica en líquidos de gas natural. Los nuevos descubrimientos en EE.UU. consisten en "wet gas" -rico en etano y capaz de proporcionar una fuente amplia y barata para los fabricantes de etileno. Se espera que la producción de etano estadounidense se incremente 30% en los próximos dos años y crecerá regularmente, según proyecciones de la industria. El aumento de la producción también contendrá el precio del etano, dando a los crackers, basados en gas, una ventaja continua[12].  La región no tiene ningún cracker. Las propuestas para la adquisición del gas Marcellus por la industria química implican ahora gasoductos hasta la costa del Golfo estadounidense, donde la industria química del país está concentrada.
Los sitios de Bayer en New Martinsville e Institute, West Virginia, tienen acceso en transporte de ferrocarril, carretera y agua. Una planta de etileno adyacente a la planta de plástico y pesticidas de Bayer cortaría sus costos en materias primas y provocaría más fábricas en el área.Esto costaría al menos 500 millones de dólares y requeriría aproximadamente 4 años para construir el cracker de etano capaz de producir 1 millón de toneladas métricas de etileno al año


Un análisis sobre el manejo de las probabilidades del gas shale


El reciente base case que será usado en el Annual Energy Outlook 2011 de la Energy Information Administration (EIA) establece un futuro de energía barata y abundante para la economía estadounidense durante el siguiente cuarto de siglo. Pero sus suposiciones subyacentes no son más creíbles que aquellas que sostuvo la International Energy Agency, igualmente optimistas. En el base case de la EIA, los precios de la electricidad en Estados Unidos estarán básicamente planos durante las dos próximas décadas y media, gracias al gas natural barato, mientras los precios del petróleo aún no llegan a los niveles pico de 2008 hasta el way off en 2035.
Para encabezar todo esto, a pesar de este nuevo mundo de energía barata, las emisiones de carbono en la economía estadounidense no crecen (ya que la EIA cuenta con no menos de 5 millones de barriles por día de las tar sands de Alberta, lo mismo no puede ser dicho para la economía canadiense). Las emisiones estadounidenses permanecen por debajo de los picos de 2005 hasta 2027, aún sin política de cap-and-trade, e incluso cuando la agencia pronostica un aumenta de casi 30% del consumo de carbón a nivel local en el periodo[13].




Con una abundante energía de combustibles fósiles, y las emisiones de carbono notablemente autónomas, EIA, con miras de futuro, espera sólo un aumento marginal de la contribución de las renovables, cuya viabilidad es un desafío ante la ausencia de las subvenciones públicas. Una duplicación en las estimaciones de las reservas de gas shale conduce a una mayor abundancia de energía que la EIA predice. Si el gas shale resulta ser el game-changer que la agencia clama, o la versión de la industria del gas del mercado de hipotecas subprime, en última instancia dependerá de donde el costo verdadero de la curva se encuentra.
Algunos expertos, como Arthur Berman, un geólogo de petróleo y antiguo editor del World Oil Magazine, argumenta que la experiencia hasta el momento con el desarrollo del gas shale ya muestra que el potencial será más limitado de lo proyectado[14]. El informe de la EIA además apenas menciona "las consideraciones ambientales", que incluye el potencial impacto serio de una pobre regulación del "fracking" en esas formaciones shale con un mix de alta presión de agua y químicos- que estuvieron implicadas en la contaminación del suministro de agua potable, entre otros aspectos controversiales.
Mientras el outlook concluye que la producción de gas shale se ampliará, "la letra pequeña" del informe pone en duda si puede ser extraído con rentabilidad, dijo LukePopovich, vicepresidente del National Mining Association, que representa a los productores de carbón[15].
Si realmente ronda los 4 dólares por 1000 pies cúbicos (mcf) entonces hay bastante gas para mantener las luces en América durante años. Pero si la curva se encuentra el costo verdadero será más cercano a 8 dólares por mcf, entonces el gas no puede ser tan abundante como la EIA cree, y los precios de la electricidad de largo plazo no pueden ser casi tan baratos como lo pronosticado. En el medio del camino, el gas shale no dirige la emergente escasez de combustible líquido que es necesario para impulsar los 250 millones de vehículos que recorren las rutas estadounidenses.
Que nos trae la previsión de los precios del petróleo según la EIA. Medido en dólares actuales, la agencia no llegar al petróleo a 125 dólares por barril hasta 2035.


[1] Financial Times, “South Africa’s Sasol looks overseas for shale gas”, (20/12)

[2] The Wall Street Journal, “Sasol to Invest $1 Billion in Canadian Shale Gas”, (20/12)

[3] Vancouver Sun, “Sasol buys $1.05-billion stake in Farrell Creek shale-gas assets”, (21/12)
[4] Financial Times, “US independents to buy into shale oil boom”, (7/12)

[5] Risk.Net, “US E&P to shift from gas to liquids in 2011, (16/12)

[6] The Wall Street Journal, “Moody's Sees Brighter Outlook For Oilfield Services Sector”, (15/12)

[7] Bloomberg, “Fitch sees stable outlook for gas pipeline sector”, (17/12)

[8] Bloomberg, “Exxon Buys Petrohawk’s Arkansas Shale for $650 Million”, (23/12)

[9] The Wall Street Journal, “Exxon Bulks Up on Natural-Gas Assets”, (24/12)

[10] Bloomberg, “Bayer Pitches Ethylene Plant Atop Shale-Gas Deposits”, (20/12)

[11] ICIS, “Dow rides shale gas wave, will raise US ethane cracking”, (2/12)

[12] ICIS, “OUTLOOK '11: US olefins prices to begin 2011 on uptrend”, (27/12)

[13] The New York Times, “The Energy Future Ain’t What It Used To Be”, (16/12)

[14] The Oil Drum, “Arthur Berman talks about Shale Gas”, (28/7)

[15] Bloomberg, “Shale-Gas Output May Double by 2035, Reducing Energy Imports, U.S. Says”, (16/12)

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