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2 de abril de 2017, 4:00 AM
2 de abril de 2017, 4:00 AM

Los elevados precios de petróleo, que de 2004 a 2014 se mantuvieron en promedio en 80 $us/Bbl, posibilitaron avances tecnológicos y que se tornen competitivas nuevas fuentes de energía. Entre ellas, las renovables no convencionales (solar y eólica) en Europa y el fracking (romper la roca) para producir petróleo y gas a partir de lutitas (shales) en USA.

En esa década y gracias al fracking, la producción de gas natural en USA subió de 50,8 Billones de Pies Cúbicos día (Bpcd) a 70,5 Bpcd (4% anual) y continúa en ascenso. De importador neto, USA paso a ser exportador, causando un trastorno en la industria del gas natural y del GNL a escala mundial. Con las plantas en construcción de GNL, llegará a ser el mayor proveedor global el 2021, con capacidad de 9,2 Bpcd (11 veces Bolivia-Brasil). Los precios de exportación de gas natural de USA, bajo el nuevo modelo, ya no se vinculan al petróleo y el referente es el Henry Hub.

En cuanto al petróleo, el fracking permitió subir la producción de USA de 5,4 Millones de Barriles Día (MMbbl/d) el 2010 a  8,7 MMBbl/d el 2014 (15% anual). Lo anterior tuvo fuerte impacto en la oferta mundial y desplome de precios. Entre 2015 y febrero de 2017 el promedio de precios fue de 48,0 $us/Bbl, llegando a un piso de 26,0 $us/Bbl en febrero de 2016. Algunos países de la OPEP aumentaron producción para compensar sus economías y hacer retroceder el fracking. No funcionó.

El desplome de precios hizo tambalear al fracking. Las plataformas activas en USA el 2014 eran de 1,860 y el 2016 llegaron a 508. La producción de petróleo en USA bajó de 8,7 MMbbl/d el 2014 a 8,4 MMbbl/d en octubre de 2016 y todo indicaba que seguiría en descenso. Quiebras, fusiones y adquisiciones de empresas operadoras y de servicio tuvieron lugar y la señal era que el fracking era cosa del pasado.

Países de la OPEP, comenzaron a sentir el impacto de los precios y vino el pacto de reducción de producción (1,8 MMBbl/d) en noviembre de 2016. Lo anterior sumado otros factores hicieron que los precios trepen hasta el nivel actual de 50 $us/Bbl.

Para sorpresa de muchos, la industria del fracking en USA se ha tornado eficiente y competitiva y ha tomado como desafío el nuevo escenario de precios de 40 a 60 $us/Bbl para petróleo y de 2 a 3 $us/MMBtu para gas natural. En mayo de 2016 las plataformas activas en USA eran de 413 y a la fecha se duplicaron a 807. La producción de petróleo en USA ha tomado un punto de inflexión y en marzo del 2017 llegó a 9,1 MMBbl. La producción de gas natural en aumento se sitúa en 75,6 Bpcd este 2017.

En ciertas áreas muy productivas (sweetspots) en la formación Permian (oeste de Texas), se reporta que solo necesita de 30 $us/Bbl para cubrir costos y generar rentabilidad de 20%. En los sweetspots de la formación Eagle Ford se señala que con 40 $us/Bbl se puede recuperar costos y generar rentabilidad de 30%. Los costos de perforación por pozo han bajado de 8 a 5 Mmusd en dos a tres años con tecnología de perforación de pozos múltiples a partir de una plataforma, micro sísmica y perforación dirigida.

Las eficiencias en el fracking están también siendo trasladadas a otros países y en especial a Argentina. En este país, en la prolija formación Vaca Muerta, los costos de perforación por pozo se indica que han bajado de 15 a 8 MMUSD. Los acuerdos recientes llegados con los sindicatos de trabajadores para reducir cargas laborales y el escenario de precios planteado de 7,5 $us/MMbtu para 2018, 7,0 $us/MMBtu para 2019, 6,5 $us/MMBtu para 2020 y 6,0 para 2021 y de ahí desregularlos, están comprometiendo inversiones muy fuertes de varias empresas con pozos piloto para producir principalmente más gas natural. Sin embargo, en Argentina, los intentos pueden quedar en solo eso.
La industria del fracking sigue vivita y coleando y seguirá bajando costos al impulso de fuertes desarrollos tecnológicos y puede competir con nueva producción costa afuera y costa adentro 

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