En caso de producirse un superciclo con precios del petróleo que se mantengan en torno o por encima de los 100 dólares por barril, esto podría permitir a los perforadores estadounidenses colocar hasta 2,2 millones de bpd adicionales de shale oil.
La producción de shale en las principales regiones de Estados Unidos (Permico, Eagle Ford, Niobrara, Bakken y Anadarko) en el cuarto trimestre de 2021 se situó en torno a los 7,7 millones de bpd, continuando una tendencia al alza, pero por debajo de los niveles previos a la pandemia.
Se espera que la producción en estas regiones supere el máximo de 2019 de 8,1 millones de bpd en el segundo trimestre de este año y se expanda aún más si se materializa un superciclo.
Si los precios del petróleo alcanzan y se mantienen en torno a los 100 dólares por barril, la producción total de estas regiones principales alcanzaría los 9,9 millones de bpd en el cuarto trimestre de 2023, lo que supondría un aumento de 2,2 millones de bpd respecto al mismo trimestre de 2021.
Los altos precios del petróleo están animando a los operadores a aumentar la producción, ya que la oferta de fuentes externas a la de EE.UU. sigue siendo escasa.
La preocupación por la crisis mundial está disminuyendo y los países están eliminando o relajando las restricciones, lo que provoca un aumento de la demanda de petróleo que la oferta actual está teniendo dificultades para satisfacer.
Además, la incertidumbre geopolítica en los principales países exportadores está empeorando y amenaza con interrumpir los flujos comerciales en medio de una disponibilidad ya limitada.
La producción total no convencional, que incluye el petróleo, el gas y LGN de las principales regiones petrolíferas de EE.UU. ya ha vuelto a los niveles anteriores al Covid-19, con un total de unos 15,6 millones de boepd en el cuarto trimestre de 2021. Se espera que la producción total siga subiendo y alcance un máximo histórico de más de 16 millones de boepd a finales de marzo de este año.
“Aunque los precios elevados provocarían en teoría un estallido de la producción de shale oil, los graves cuellos de botella en la cadena de suministro, el desfase entre las señales de los precios y su impacto en la producción, y las interrupciones relacionadas con el clima invernal frenarán el crecimiento”.
A esto se añaden las expectativas de que los precios spot de la arena petrolífera suban a un rango de entre 50 y 70 dólares por tonelada, un nivel inédito en la historia moderna del sector, lo que afectará a los bolsillos de los operadores, afirma Artem Abramov, jefe de investigación de esquisto de Rystad Energy.
Examinemos los escenarios
Si se analizan los distintos escenarios, un rango de precios entre 70 y 100 dólares por barril conduciría a un aumento significativo de la producción en el cuarto trimestre de 2022, mientras que una racha prolongada de 90 a 100 dólares por barril daría lugar a un nuevo aumento de la actividad de plataformas, ya en recuperación, a partir del segundo trimestre de 2022.
En un escenario de 40 dólares, la producción volverá a los niveles de 2021 en 2024.
Mirando más allá de 2023, un WTI de 100 dólares permitirá a la industria un crecimiento medio anual de unos 960.000 bpd, desde el cuarto trimestre de 2021 hasta el cuarto trimestre de 2025.
Un mundo con precios de 70 dólares seguirá permitiendo un ciclo de crecimiento sostenible, pero el ritmo medio anual se limitará a unos 560.000 bpd.
Figura 1. Escenarios de precios para la producción de shale oil estadounidense
En un escenario de 100 dólares por barril, se materializaría un despliegue gradual de plataformas adicionales a partir del segundo trimestre de este año, impulsado tanto por operadores privados como por productores públicos independientes.
Está surgiendo un cambio fundamental en la filosofía operativa de las empresas de E&P públicas, ya que muchas responden a un llamamiento mundial para el crecimiento del tight oil. Las recientes comunicaciones de ExxonMobil y Chevron sobre sus ambiciosos planes de crecimiento en el Pérmico reafirman esta tendencia.
En la cuenca del Pérmico y en otras cuencas se está produciendo un marcado cambio, ya que el sentimiento de la industria vuelve a ser optimista. Varios cuellos de botella en la cadena de suministro podrían retrasar el repunte de la actividad, pero no supondrán un obstáculo total, ya que el sector ha demostrado repetidamente que todos esos cuellos de botella se resuelven a tiempo.
Estas proyecciones se refieren a la actividad no convencional en las principales regiones de petróleo compacto de todos los 48 estados, excluyendo el Golfo de México.
En el resto de los 48 estados de producción convencional y de condensado en las regiones de gas de esquisto, excluyendo el Golfo de México, la producción de petróleo se ha estabilizado recientemente en el rango de 1,7 a 1,8 millones de bpd y puede incluso recuperarse hacia 1,9 millones de bpd en los próximos cuatro años en un entorno de precios favorable, en medio de un aumento de la perforación de relleno en los campos maduros y una sólida perspectiva de producción de condensado en las partes húmedas y ricas en líquidos de determinadas cuencas de gas.
En este contexto, el máximo de producción de petróleo anterior a Covid-19, de 10,4 millones de bpd, estaría ya al alcance a finales de 2022 o principios de 2023.
En un escenario de 70 dólares, se espera que la oferta tienda hacia los 12 millones de bpd a finales de 2025, mientras que un entorno sostenido de 100 dólares permitirá que los volúmenes de petróleo en tierra de EE.UU. crezcan hasta los 13,5 millones de bpd en los próximos cuatro años.
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