El desarrollo más crucial en los mercados mundiales de petróleo es el agotamiento en la cuenca del Pérmico. Lo advertimos por primera vez en 2018, prediciendo que el Pérmico alcanzaría su punto máximo en 2025. En retrospectiva, nuestro análisis fue demasiado conservador. Ahora creemos que la cuenca podría alcanzar su punto máximo en los próximos doce meses. Las implicaciones serán tan profundas como cuando la producción de petróleo de Estados Unidos alcanzó su punto máximo en 1970, iniciando una cadena de acontecimientos que en última instancia quintuplicó los precios en diez años. Si estamos en lo cierto, no podría llegar en peor momento para los mercados del petróleo: las existencias son escasas, la producción en el resto del mundo está disminuyendo y los inversores se muestran increíblemente complacientes.  

Siempre que hacemos predicciones temáticas a largo plazo, construimos una hoja de ruta de las cosas que deberíamos esperar ver. Dado que el precio rara vez es un buen sustituto de los fundamentos, necesitamos datos duros que confirmen que vamos por el camino correcto, incluso durante los inevitables períodos en los que el precio del petróleo se mueve en nuestra contra. Sobre la base de nuestro trabajo original en 2018, concluimos que el Pérmico se volcaría una vez que los operadores perforaran la mayoría de sus mejores ubicaciones de nivel 1. Antes de alcanzar su punto máximo, la productividad por pozo caería a medida que los operadores perforaran inventarios de menor calidad. Esto es lo que ha ocurrido. Por primera vez, la productividad por pie lateral registró un descenso interanual del 6% en el Pérmico. Según nuestros modelos, esto demuestra que el sector ha perforado sus mejores pozos; es probable que el declive de la producción en toda la cuenca no esté muy lejos. Dado que Eagle Ford y Bakken han sido incapaces de crecer en los últimos dieciocho meses, una vez que el Pérmico se desplome, la revolución del esquisto pasará del crecimiento al declive, y el pico de Hubbert resurgirá con fuerza.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Novil Labs

La última década ha sido realmente notable para los mercados mundiales del petróleo. Los operadores lograron desarrollar primero los esquistos de gas natural antes de adaptar las técnicas a los esquistos bituminosos, empezando por el Bakken en Dakota del Norte. A continuación, se desarrolló el Eagle Ford y, por último, el mayor de todos, el Pérmico, con su potencial de pagos apilados, comenzó su desarrollo en 2012. Los resultados no tienen precedentes. Después de haber disminuido un 50% en cuarenta años, EE.UU. cambió bruscamente de rumbo para convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo. La producción de petróleo de esquisto pasó de cero a 10 m b/d, más importante que la de Arabia Saudí.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Las pizarras no podrían haber llegado en mejor momento. En 2003, China ingresó en la Organización Mundial del Comercio, y el crecimiento de su demanda de crudo se aceleró notablemente. En 2005, el crecimiento de la producción fuera de la OPEP empezó a tambalearse, forzando a los mercados de crudo a un déficit estructural. Al caer los inventarios, subieron los precios, lo que provocó advertencias maltusianas casi a diario en CNBC y Bloomberg de que "nos estábamos quedando sin petróleo".

La revolución del esquisto lo cambió todo. En 2014, el crecimiento de la producción fuera de la OPEP alcanzó los 2,2 mm b/d, el crecimiento más sólido desde al menos 1966, impulsado enteramente por las pizarras.

A medida que la producción de esquisto aumentaba entre 2010 y 2018, parecía no tener límites. Sin embargo, incluso en las primeras etapas del desarrollo de los yacimientos, hubo señales de advertencia de que las cuencas de esquisto se adherían a los mismos principios de agotamiento que los yacimientos convencionales. Enorme no es lo mismo que infinito, argumentamos y advertimos de que el agotamiento acabaría por imponerse.

Los esquistos parecían especialmente invencibles entre 2014 y 2017. En otoño de 2014, Arabia Saudí sorprendió a los mercados del petróleo al abandonar su papel de productor oscilante. Los balances de crudo pasaron a ser excedentarios a mediados de 2014, y en lugar de recortar la producción para equilibrar el mercado, Arabia Saudí anunció que aumentaría la producción en casi 1 mm b/d. Inmediatamente, los precios del crudo cayeron un 15%, de 75 a 60 dólares por barril, y descenderían un 65% en los dieciocho meses siguientes hasta tocar fondo en 26 dólares en la primavera de 2016. Con precios mucho más bajos y perforaciones que requieren mucho capital, los promotores del esquisto redujeron su actividad de perforación en un 80%. En el verano de 2014, el sector contaba con 1.600 plataformas; menos de dos años después, el recuento de plataformas era de solo 325. Arabia Saudí cedió a finales de 2015, y los precios se estabilizaron unos meses después, en febrero de 2016. El número de plataformas de esquisto tocó fondo en junio.

De algún modo, la producción de esquisto se estabilizó y empezó a crecer poco después. Aunque el recuento de plataformas seguía bajando un 60%, la producción estadounidense volvió a registrar un crecimiento anual ya en abril de 2017. En 2018, los esquistos crecían 1,8 mm interanuales, un récord, a pesar de que el recuento de plataformas seguía siendo un 50% inferior al de 2014.

Las pizarras parecían desafiar las leyes de la física: podían crecer materialmente a pesar de una actividad de perforación mucho menor. El sector parecía haber entrado en un mundo en el que ya no necesitaba aumentar la perforación para impulsar la producción.

¿Cómo era posible? La respuesta era la productividad de la perforación. Entre 2013 y 2017, el pozo medio de esquisto pasó de una media de 70.000 barriles de petróleo en los primeros doce meses a 140.000. En el lado Midland de la cuenca del Pérmico, la principal fuente de crecimiento de la oferta, la productividad a doce meses casi se triplicó, pasando de 50.000 a 140.000 barriles. 

Como cada pozo producía mucho más petróleo que antes, el sector podía lograr ahora con 400 plataformas lo que hacía falta con 1.600 para producir unos años antes.

La sabiduría convencional creía que la industria había mejorado la perforación y terminación de pozos de esquisto. Se decía que la capacidad de permanecer en la zona, la elección y el volumen de apuntalante y fluido se habían traducido en una productividad de perforación mucho mayor. Tanto Wall Street como la industria energética promovieron una narrativa coherente. Creímos que había varias preguntas sin respuesta y emprendimos un estudio para analizar qué impulsaba el aumento de la productividad de los pozos. Si la industria hubiera mejorado radicalmente las técnicas de perforación, en última instancia sería bajista para el sector. Un yacimiento de baja calidad de nivel 2 podría transformarse ahora, mediante técnicas mejoradas de perforación y terminación, en un pozo de calidad superior de nivel 1. Como resultado, el inventario de los mejores pozos se dispararía y las cuencas de esquisto seguirían prosperando en los años venideros.

La modelización del rendimiento de los pozos es enormemente compleja. Las cuencas de esquisto son muy poco lineales y presentan un alto grado de interdependencia de variables. Por ello, las técnicas estadísticas tradicionales, como las regresiones lineales utilizadas por la mayoría de los analistas, se quedan cortas. Recurrimos a métodos avanzados, como el aprendizaje automático y las redes neuronales, y obtuvimos resultados sorprendentes. En lugar de mejorar las técnicas de perforación, concluimos que dos tercios de la mejora de la productividad entre 2013 y 2018 procedían de favorecer las mejores ubicaciones de perforación. En 2013, el 22% de los pozos de Midland eran Tier 1. En 2018, los Tier 1 representaban el 50% de todos los pozos. Dado que un pozo de nivel 1 es casi el doble de productivo que un pozo de nivel 2, la migración de las zonas de menor calidad a las de mayor calidad impulsó una gran parte de la mejora de la productividad de los pozos.

El sector no estaba convirtiendo los pozos de nivel 2 en pozos de nivel 1, sino que estaba agotando su inventario de pozos de alta calidad.

Llegamos a la conclusión de que el ritmo de explotación no podía continuar, sobre todo en Eagle Ford y Bakken. Nuestros modelos sugerían que en 2018 ya se había explotado el 60% de las mejores zonas de esas dos cuencas. El Pérmico se desarrolló en último lugar, por lo que aún le quedaba más del 60% de sus zonas de nivel 1 por perforar, pero nos preocupaba que, dado su ritmo, también pudiera agotarse pronto. En nuestra carta del 2T2019, predijimos que el Eagle Ford y el Bakken alcanzarían rápidamente su punto máximo, mientras que el Pérmico se estabilizaría a finales de la década de 2020 en 6,5 millones de b/d. Mientras que el Pérmico aún lograría crecer otros 2,5 m b/d desde los niveles de 2018, su tasa de crecimiento anual se ralentizaría materialmente de 500.000 m b/d al año entre 2013-2018 a solo 200.000 b/d entre 2019 y 2029.

Los impactos de COVID-19 complicaron nuestros modelos; sin embargo, nuestras predicciones han sido direccionalmente acertadas. Las tres cuencas experimentaron un fuerte descenso en 2020, ya que el temor a que se agotara la capacidad de los inventarios hizo que los precios fueran negativos y provocó el cierre generalizado de los pozos existentes. Entre marzo y mayo de 2020, la producción total de Eagle Ford, Bakken y Permian se redujo en más de 2 millones de barriles diarios. Desde entonces, las tres cuencas han recuperado su producción cerrada, pero en el caso de Eagle Ford y Bakken, la producción sigue estando 500.000 b/d por debajo de los máximos de marzo de 2020 previos al COVID. Ninguna de las dos ha crecido desde noviembre de 2020. Tal y como indicaban nuestros modelos, la cuenca del Pérmico era la única capaz de crecer. Entre marzo de 2020 y mayo de 2023, el Pérmico aumentó en 800.000 b/d hasta un máximo histórico de 5,7 millones de b/d.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Por desgracia para los mercados mundiales del petróleo, nuestros modelos nos dicen que el Pérmico también está muy cerca de estancarse. Si estamos en lo cierto, la única fuente de crecimiento fuera de la OPEP en los últimos 15 años está a punto de pasar del crecimiento al declive.

Hemos dedicado los últimos meses a completar y actualizar nuestros modelos de aprendizaje automático. Tenemos una deuda de gratitud tanto con los datos como con los conocimientos analíticos proporcionados por NoviLabs (antes ShaleProfile), nuestros proveedores de datos. Desde que construimos por primera vez nuestra red neuronal en 2018, NoviLabs ha mejorado drásticamente su base de datos. Mientras que nuestros modelos originales se basaban en datos geográficos (es decir, dónde una empresa perforó un pozo) y datos de terminación (es decir, cómo se perforó y completó un pozo), nuestro último modelo incorpora datos geológicos reales del subsuelo. Nuestros modelos originales dedujeron la mejor superficie de nivel 1 basándose en los resultados de los pozos cercanos. Nuestro nuevo modelo añade parámetros geológicos como el espesor, la madurez térmica, el contenido orgánico, el petróleo in situ, la porosidad y la permeabilidad para realizar predicciones precisas sobre la calidad de los pozos. También hemos podido atribuir con mayor precisión los cambios de calidad de los pozos a cada parámetro utilizando los valores SHAP más avanzados. Si bien una discusión completa de los valores SHAP está más allá del alcance de esta carta, en resumen, explican cómo un cambio en los insumos impacta la calidad del pozo de una manera muy interpretable.

Entre 2013 y 2018, la productividad del Pérmico aumentó un 153%, y tres cuartas partes del aumento se explican por la mejora de la geología, el traslado del equipo de perforación de una ubicación de nivel 2 a una de nivel 1, y el aumento de las longitudes laterales. Cuando escribimos en 2019, predijimos que la productividad por pozo del Pérmico probablemente se estaba acercando a su máximo y, en retrospectiva, eso fue correcto. Entre 2018 y 2021, el crecimiento de la productividad por pozo se desaceleró drásticamente, avanzando solo un 20%, todo lo cual se debió a longitudes laterales más largas. Por pie lateral, no hubo crecimiento alguno.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Novil Labs

The Wall Street Journal escribió recientemente un artículo fundamental (con datos de NoviLabs) en el que afirmaba que la productividad por pozo del Pérmico cayó en 2022 por primera vez en la historia del desarrollo del yacimiento de esquisto. Nuestro análisis confirma estos resultados: La productividad por pozo del Pérmico cayó un 8% el año pasado. Las causas de la pérdida de productividad no harán sino empeorar. Nuestros modelos indican que el agotamiento geológico continuará. Por primera vez, los productores del Pérmico se ven obligados a perforar rocas de peor calidad.

Además, el Pérmico también está sufriendo retrocesos de padres a hijos. En los primeros tiempos del desarrollo del esquisto, los productores solían perforar un único pozo horizontal para probar distintas partes de la cuenca y satisfacer las obligaciones de los contratos de arrendamiento, que a menudo exigen perforar un pozo en un plazo determinado. Más tarde, el promotor volvía a las mejores zonas y perforaba varios pozos más desde una única plataforma para explotar el recurso de forma económica. Los productores se dan cuenta ahora de que los llamados pozos "hijos" producen entre un 5 y un 20% menos de petróleo de lo esperado. En 2012 estimamos que solo el 30% de los pozos perforados en las tres cuencas de esquisto significativas eran "niños". En 2022, esa cifra había alcanzado el 85%. En las zonas de nivel 1, efectivamente, todos los pozos actuales son hijos, con una productividad inferior a la esperada.

Tras varios años de agresiva selección, estimamos que el Pérmico ha desarrollado ya casi el 60% de su superficie de nivel 1. Las cuencas de Eagle Ford y Bakken, por su parte, se encuentran en una situación similar. Eagle Ford y Bakken alcanzaron este mismo nivel de desarrollo Tier 1 en 2018, justo antes de que la producción dejara de crecer. Hoy en día, el Bakken es la cuenca más desarrollada de las tres principales, con el 66% de sus pozos de Nivel 1 desarrollados y casi el 90% de sus mejores áreas perforadas a fondo. Cuando hicimos estas predicciones por primera vez en 2019, esperábamos que el Pérmico tuviera hasta 2025 antes de alcanzar estos niveles, pero en retrospectiva, probablemente fuimos demasiado optimistas.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, Novil Labs

King Hubbert planteó la hipótesis de que una cuenca de hidrocarburos alcanzaría su punto álgido una vez producida la mitad de las reservas recuperables. Aunque sus teorías se referían a las cuencas convencionales, hace tiempo que creemos que las cuencas de esquisto deberían comportarse de forma similar. Lo difícil es estimar las reservas recuperables de cada cuenca. Por suerte, nuestros modelos también pueden ayudar en este aspecto. Contamos 7.000 y 9.000 millones de barriles de petróleo recuperable en Eagle Ford y Bakken, respectivamente, de los que se han producido el 65% y el 55%. En consonancia con las teorías de Hubbert, ambas cuencas han sido incapaces de crecer tras cruzar la marca del 50%. La Eagle Ford produjo la mitad de sus reservas recuperables en agosto de 2019; la producción ha caído un 18% desde entonces. El Bakken produjo la mitad de sus reservas en 2022, y desde entonces la producción ha sido plana. Nuestros modelos nos dicen que el Pérmico recuperará en última instancia 34 bn de barriles de petróleo, de los cuales 14 bn o el 41% ya se han producido. Con los niveles de producción actuales, el Pérmico habrá producido la mitad de sus reservas recuperables a finales de 2024; en ese momento, lo más probable es que deje de crecer, al igual que las otras dos cuencas.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Predecir un pico de producción en toda la cuenca es difícil; a menudo los yacimientos pueden registrar un crecimiento ligeramente superior al previsto inicialmente. Que el Pérmico alcance su punto álgido el mes que viene o dentro de nueve meses está sujeto a más variabilidad de la que cualquier analista puede predecir con seguridad. Sin embargo, sabemos que el agotamiento geológico es evidente y que probablemente empeorará. El crecimiento interanual en el Pérmico parece haber alcanzado un máximo de 656.000 b/d en febrero y ya ha descendido a 480.000 b/d interanuales en mayo. Aunque los datos pueden ser irregulares, esperamos que esta ralentización continúe y creemos que es posible que no veamos ningún crecimiento interanual a finales del próximo año.

Será muy difícil encontrar oportunidades de inversión atractivas en empresas de E&P de esquisto. También en este caso creemos que nuestros modelos de aprendizaje automático pueden ayudar. Sobre la base de la actividad de perforación actual, la empresa media del Pérmico que cotiza en bolsa se quedará sin ubicaciones de perforación de nivel 1 en 3,7 años. En cambio, nuestras posiciones principales tienen probablemente por delante entre cinco y diez años de perforaciones de alta calidad. A medida que la productividad se hace más difícil de alcanzar, estas empresas deberían presentar buenas oportunidades. Ya hemos visto rumores de que ExxonMobil está intentando adquirir Pioneer Natural Resources. Somos propietarios de Pioneer y no sabemos si estos rumores son ciertos. Sin embargo, creemos firmemente que a medida que el mercado se dé cuenta de lo poco que queda de superficie de nivel 1, aquellos con el mejor inventario serán tratados como activos valiosos.

Si estamos en lo cierto, la era del crecimiento del esquisto ha quedado atrás y la realidad del Pico de Hubbert está al alcance de la mano. El inmenso crecimiento de las pizarras durante la última década ha cegado a muchos analistas ante las tendencias a la baja de la producción convencional mundial. Ese lujo está a punto de terminar.

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Goehring & Rozencwajg fue fundada por Leigh Goehring, una de las principales autoridades en la inversión en materias primas a nivel mundial, y su socio desde hace mucho tiempo, Adam Rozencwajg. Ambos colaboraron originalmente en Chilton Investment Company, donde gestionaron más de 5.000 millones de dólares en activos dentro de la estrategia global de recursos naturales de Chilton. 

Fuente / Autor: Goehring & Rozencwajg

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Imagen: The American Prospect