Los fundamentales del crudo están muy ajustados y corren el riesgo de endurecerse considerablemente. Los inversores siguen privando a las empresas energéticas del capital que tanto necesitan y que es la savia de una sólida base de suministro. Aunque la tendencia a la baja del gasto se mantiene desde hace varios años, nuestros modelos nos dicen que nos acercamos a un punto de inflexión crítico: el crecimiento de la producción de petróleo de esquisto -la única fuente de crecimiento de la producción fuera de la OPEP+ en las dos últimas décadas- puede estar llegando a su fin.

Pocos de nosotros valoramos adecuadamente la importancia de las pizarras. No sólo fueron la única fuente de crecimiento incremental durante la última década, sino que también fueron tremendas en términos absolutos. Entre 2010 y 2020, la producción de petróleo de esquisto de EE.UU. creció en 7,6 mm b/d, mientras que los líquidos de gas natural (casi todos de esquisto) aumentaron en 4,0 m b/d. La producción total de líquidos de esquisto de EE.UU. creció en 11,6 mm b/d, más que la producción de Arabia Saudí de 10,5 m b/d. La producción de gas de esquisto creció la increíble cifra de 65 bcf/d durante el mismo periodo. Convertido en barriles equivalentes de petróleo, el gas de esquisto añadió otros 10,8 millones de boe/d, lo que equivale a una segunda Arabia Saudí.

Pocos han reconocido la importancia del esquisto para los mercados mundiales del petróleo y el gas natural. Los libros de historia que hablan de Arabia Saudí a mediados del siglo pasado dedican la mayor parte de su atención a la evolución de la industria petrolera. En cambio, cuando la gente piensa en los productores de esquisto, suele pensar en la "destrucción de valor". En lugar de centrarse en la "destrucción de valor", los comentaristas deberían hacer hincapié en la importancia que representa el desbloqueo de los esquistos bituminosos estadounidenses. En sólo diez años, las compañías petroleras pusieron en línea el equivalente a dos Arabia Saudí en el mismo país. Un logro increíble y, sin embargo, hoy en día, los esquistos se mencionan sobre todo en el contexto de la destrucción de valor de las empresas de E&P y la degradación del clima.

El desarrollo del esquisto bituminoso tuvo muchas consecuencias, entre ellas el desplazamiento masivo del déficit por cuenta corriente de Estados Unidos y la reducción de la influencia geopolítica de los países extranjeros productores de petróleo.

En 1973, el Presidente Nixon anunció el "Proyecto Independencia", un intento de convertir a Estados Unidos en exportador de energía. Durante los 35 años siguientes, Estados Unidos fue en la dirección equivocada: importando cada vez más petróleo y gas. Sin embargo, a finales de la década de 2010, Estados Unidos se había convertido finalmente en un exportador neto de energía, gracias al esquisto bituminoso.

El auge de la producción de esquisto también permitió a muchos inversores y analistas olvidarse de los retos energéticos a los que se había enfrentado la sociedad en años anteriores. Por ejemplo, a principios de la década de 2000, los inversores estaban obsesionados con "quedarse sin petróleo". El aumento de la demanda energética china chocaba con un periodo de escaso crecimiento de la producción de los países no pertenecientes a la OPEP, lo que provocó una subida de los precios y un temor generalizado. El petróleo pasó de 25 dólares a un récord de 145 dólares por barril en sólo cinco años.  

En medio de esta preocupación generalizada, se impusieron varias teorías sobre el agotamiento de los recursos y la economía energética. Una vez que la producción de esquisto comenzó a aumentar, la mayoría de estas teorías -que los inversores habían tomado en serio sólo unos pocos años antes- fueron descartadas y abiertamente ridiculizadas.

En los últimos años, Goehring & Rozencwajg se ha convencido de que el crecimiento de la producción de esquisto se ralentizará y acabará siendo negativo. Hasta ahora, los datos han confirmado nuestra tesis. Si las tendencias actuales se mantienen y la producción de esquisto se estanca, los mercados mundiales del petróleo habrán perdido su única fuente de crecimiento. Es probable que muchas de las teorías sobre el agotamiento de los recursos de la década de 2000 vuelvan a ser cuestiones críticas en la década de 2020. Los inversores harían bien en estudiarlas ahora.

La primera teoría que revivimos en 2018 es el rendimiento energético de la inversión (EROI). El profesor Charles Hall, de la Universidad de Siracusa, desarrolló por primera vez el concepto en la década de 1980. Su trabajo se centró en estudiar cuánta energía se requería para producir trabajo utilizable. El trabajo del profesor Hall se impuso en la última década, cuando las compañías petroleras luchaban por reemplazar las reservas y aumentar la oferta. La industria se vio obligada a desarrollar yacimientos que requerían cada vez más energía (arenas petrolíferas o aguas profundas en alta mar) para el mismo nivel de producción. Hall y otros argumentaron que un EROI cada vez más bajo acabaría afectando al crecimiento económico. Esta tesis pasó de ser popular a ser ridiculizada en cuanto las pizarras dieron paso a un periodo de intenso crecimiento de la producción. El trabajo del profesor Hall sobre el EROI nos pareció extremadamente importante y lo utilizamos para evaluar la escasa eficiencia de las energías renovables.

La siguiente teoría que nos gustaría revisar es la del pico del petróleo. Irónicamente, hoy en día muchos analistas se refieren al pico de la demanda de petróleo, pero originalmente el pico del petróleo se refería a la oferta. La teoría se asocia a M. King Hubbert, un controvertido geólogo de Shell de los años cincuenta y sesenta. Hubbert creía que la curva de producción de un yacimiento petrolífero se asemejaría a una curva en forma de campana en circunstancias ideales sin restricciones. La producción crecería a un ritmo acelerado, luego se estabilizaría, se estabilizaría y, finalmente, disminuiría a un ritmo similar al de su fase de crecimiento. Hubbert también desarrolló técnicas conocidas como "linealización" para estimar las reservas totales recuperables de un yacimiento. Creía que la producción alcanzaría su punto máximo cuando se hubiera producido la mitad de sus reservas. En la reunión de la Sociedad de Ingenieros del Petróleo de 1956, Hubbert utilizó sus teorías para predecir que la producción de crudo de EE.UU. alcanzaría su máximo en la década de 1970 con unos 10 mm b/d. En su discurso de 1956, Hubbert hizo dos predicciones: una, suponiendo 150.000 millones de barriles de petróleo recuperable; la otra, basada en 200.000 millones de barriles. En 1962, repitió su proyección de 200.000 millones de barriles, según la cual la producción alcanzaría un máximo de 10.000 millones de barriles diarios a principios de los años setenta. Su presentación fue impactante: La producción estadounidense no había dejado de crecer en los años anteriores. Cuando la oferta estadounidense alcanzó su punto máximo en 1970 con 10 mm b/d, el trabajo de Hubbert suscitó una gran atención.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Entre 1970 y 2008, la producción estadounidense cayó de forma constante. En la década de 2000, la mayoría de la gente veía el petróleo como un recurso escaso y creía que la sociedad debía tratarlo con cariño.

El desarrollo del petróleo de esquisto supuso el fin del interés público por el Pico Petrolero. Al igual que el profesor Hall, muchos desestimaron abiertamente e incluso ridiculizaron el trabajo de Hubbert., la producción estadounidense tocó fondo con 4 mm b/d en 2008 e, impulsada totalmente por las pizarras, ha crecido desde entonces hasta convertirse en el mayor productor de petróleo del mundo.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Dado el aumento de la producción en la última década, es fácil entender por qué el EROI y el Pico Petrolero han sido desechados y tachados de "llamadas al fracaso". Sin embargo, creemos que es completamente irresponsable descartarlas por completo. Ambas teorías encierran valiosas ideas; los inversores que las ignoren, lo harán por su cuenta y riesgo. En el caso del EROI, una comprensión adecuada del marco predijo los desastrosos impactos de las energías renovables a los que nos enfrentamos hoy en día. En el caso del Pico del Petróleo, podríamos argumentar que las tendencias del esquisto han ofuscado por completo las tendencias en el resto del mundo.

Mientras que las predicciones de Hubbert parecen ridículas si se tiene en cuenta la producción total de líquidos en EE.UU., si nos centramos sólo en la producción de crudo convencional, el Pico del Petróleo está vivo y coleando. El año pasado, Estados Unidos produjo 3 millones de b/d de crudo convencional, 7 millones de b/d o un 70% menos que el máximo alcanzado hace 52 años. En otras palabras, las pizarras bituminosas salvaron la producción total estadounidense, pero no hicieron nada para cambiar las fuerzas que apuntalan el Pico Petrolero y el agotamiento. A escala mundial, la producción de petróleo convencional (producción total sin esquistos bituminosos ni arenas bituminosas canadienses) no ha crecido en 17 años.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Estamos de acuerdo con los críticos que sostienen que el Pico del Petróleo descuida el impacto de las nuevas tecnologías que mejoran la recuperación del petróleo. El propio desarrollo del esquisto entraría en esta categoría. Sin embargo, es igualmente imprudente sugerir implícitamente que el espectacular crecimiento del esquisto de la década de 2010 continuará para siempre y descuidar por completo las fuerzas subyacentes del agotamiento y el Pico Petrolero. En el caso del EROI, recobró relevancia una vez que aplicamos el marco a otra fuente de energía (las renovables). En el caso del Pico del Petróleo, creemos que las teorías de Hubbert recobrarán relevancia una vez que la producción de esquisto se ponga en marcha y se expongan los problemas de agotamiento subyacentes del petróleo convencional. Nuestros modelos nos dicen que el punto de inflexión puede estar acercándose rápidamente.

En 2019, anunciamos los resultados de una investigación muy original sobre la productividad de la perforación de esquisto. Queríamos entender mejor por qué los pozos de las tres grandes cuencas (Eagle Ford, Bakken y Pérmica) producían cada vez más petróleo. Entre 2014 y 2018, el pozo medio en Eagle Ford, Bakken y Permian creció un 50, 20 y 100%, respectivamente. Dados esos altos niveles de productividad, la industria fue capaz de hacer crecer la producción de esquisto en 1,6 m b/d en 2018.

La opinión generalizada de la época atribuía el aumento de la productividad a la mejora de la perforación y la terminación. En otras palabras, el sector estaba mejorando en la perforación de pozos de esquisto. Creamos una red neuronal artificial para comprender mejor todas las fuerzas subyacentes que podían influir en la perforación y producción de gas de esquisto. Nuestro motor de inteligencia artificial nos dijo con seguridad qué factores impulsaban la mejora de la productividad de perforación. La ubicación de las perforaciones era el factor que más influía en la productividad, no la forma en que las empresas perforaban los pozos.

Con el tiempo, las empresas de E&P determinaron con éxito los "puntos dulces" de las cuencas, donde atributos como la madurez térmica, el espesor, la permeabilidad, la porosidad y el contenido orgánico eran ideales. En 2014, estimamos que el 45% de todas las perforaciones se produjeron en zonas de nivel 1, mientras que en 2018 se había disparado a más del 65%. Si la industria estuviera mejorando en la perforación de pozos, entonces las ubicaciones de perforación anteriormente de baja productividad se convertirían en ubicaciones de alta productividad, lo que permitiría que la producción siguiera aumentando. En lugar de eso, determinamos que el sector "mejoraba" o perforaba primero sus mejores pozos. Nuestra red neuronal nos decía que las empresas estaban perforando sus mejores yacimientos en todas las cuencas. Si nuestra red neuronal era correcta, en 2019 sosteníamos que la productividad por pozo alcanzaría su punto máximo y comenzaría a caer a medida que disminuyeran las perspectivas de nivel 1, dejando al sector en la disyuntiva de perforar muchos pozos menos productivos o, en caso contrario, ver disminuir su producción.

En pocas palabras, concluimos que las pizarras sufrían un problema de agotamiento. Nuestra conclusión fue muy controvertida en su momento. Dado el prodigioso crecimiento de la producción de esquisto, casi todo el mundo creía que eran ilimitadas. Los analistas hablaban de un exceso crónico de oferta sin pensar ni una sola vez en las limitaciones geológicas subyacentes. Aunque los esquistos son extremadamente grandes, determinamos que se comportaban exactamente igual que los yacimientos tradicionales (aunque enormes). Llegamos a la conclusión de que las cuencas de esquisto presentaban perfiles de producción similares a los de Hubbert: crecían, se estabilizaban, alcanzaban su punto máximo y declinaban. Las dos primeras, Barnett y Fayetteville, alcanzaron su máximo entre 2011 y 2014 y desde entonces han disminuido un 70%.

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Estas dos primeras cuencas de esquisto eran yacimientos de gas, pero nuestros conocimientos nos sugirieron que los yacimientos de petróleo de esquisto se comportarían de forma similar. En Barnett y Fayetteville, observamos que la producción dejaba de crecer cuando se perforaba la mitad de los mejores pozos y empezaba a caer bruscamente cuando el desarrollo de nivel 1 alcanzaba el 65%.

En cuanto a Bakken y Eagle Ford, concluimos en 2019 que ambos yacimientos habían alcanzado probablemente su producción máxima y experimentarían un declive constante. Nuestra red neuronal determinó que el desarrollo de Nivel 1 alcanzó el 55% y el 50% a finales de 2019 en el Eagle Ford y el Bakken, respectivamente. Casi inmediatamente después de publicar nuestras conclusiones, COVID provocó el cierre generalizado de pozos productores y un declive de la perforación del 70%, lo que hizo imposible verificar nuestras predicciones.

Una vez superados los efectos de la COVID y tras dos años en los que el petróleo ha alcanzado una media de 81 dólares por barril, podemos evaluar nuestros resultados. Exactamente como esperábamos, ni Bakken ni Eagle Ford han podido crecer. Desde finales de 2019, la producción combinada de ambas cuencas cayó en 500.000 b/d. Incluso un aumento en la actividad de perforación ha tenido poco impacto. Desde finales de 2020, las terminaciones en ambos plays han crecido un 50%, sin embargo, la producción durante ese tiempo ha sido plana. La explicación es la productividad de los pozos, que ha caído entre un 10% y un 20% desde que alcanzó su máximo en 2019. Nuestra red neuronal estaba en lo cierto: el Eagle y el Bakken estaban sufriendo agotamiento y quedándose sin inventario de alta calidad. Como puede ver en los dos gráficos siguientes, tanto el Eagle Ford como el Bakken están trazando Curvas de Hubbert casi perfectas. En nuestra siguiente carta, discutiremos las fuerzas que están trabajando en la producción de estas curvas en ambos campos y cómo estas mismas fuerzas están firmemente en el trabajo en el Pérmico hoy.  

Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Estimamos que la producción del Pérmico alcanzaría un máximo de 6,5 millones de b/d, 900.000 b/d por encima de los niveles actuales. En comparación con el Bakken y el Eagle Ford, con casi un 50% de desarrollo de nivel 1, estimamos que al Pérmico aún le quedaba un 65% de sus pozos de nivel 1 por perforar. Según nuestras estimaciones, el Pérmico alcanzaría su producción máxima en algún momento de 2024-2025 y, a continuación, empezaría a tocar techo y a declinar como las otras dos cuencas. Una vez más, nuestros modelos eran correctos. A diferencia de Bakken y Eagle Ford, el Pérmico creció 800.000 b/d desde finales de 2019 y 1,2 m b/d desde 2020. La producción cayó durante el COVID, pero repuntó rápidamente y superó los antiguos máximos.

Curiosamente, el Pérmico ha sido la única cuenca en la que ha crecido la actividad de perforación desde finales de 2019. En el Bakken y el Eagle Ford, la actividad se mantiene un 10% por debajo de los niveles previos a COVID, mientras que, en el Pérmico, la actividad está un 5% por encima de los niveles de finales de 2019. La respuesta es el inventario superior de ubicaciones Tier 1 restantes.

Por desgracia, este inventario superior se está agotando. Estimamos que se ha perforado cerca del 45% de todas las ubicaciones de Tier 1 del Pérmico. El Pérmico se está acercando rápidamente al mismo nivel de desarrollo que el Bakken y el Eagle Ford en 2019. Nuestros modelos nos dicen que los resultados serán similares: La producción del Pérmico alcanzará su punto máximo, se estabilizará y declinará mucho antes de lo que nadie espera.

Desde que creamos nuestra primera red neuronal, hemos mejorado notablemente el diseño del modelo y la calidad de los datos. Nuestro modelo original utilizaba la longitud y la latitud para predecir la productividad. Ahora tenemos acceso a datos geológicos del subsuelo, como el espesor, la madurez térmica, el contenido de arcilla, el contenido orgánico, la permeabilidad y la porosidad. Por supuesto, también disponemos de tres años más de datos desde que publicamos por primera vez los resultados de nuestro modelo original.

En nuestra siguiente carta detallaremos los resultados de nuestro trabajo. Los primeros resultados confirman nuestra intuición: hemos perforado la mayoría de nuestras mejores zonas en el Pérmico, y una vez que comience el declive de la producción en el Pérmico, será difícil, si no imposible, lograr un crecimiento del esquisto a partir de ahí.

A medida que el crecimiento del esquisto se ralentice, los inversores volverán a enfrentarse a los conceptos de agotamiento y Pico Petrolero. El desarrollo de las pizarras estadounidenses nos ha permitido olvidarnos de estos problemas durante más de diez años. Instamos a los inversores a familiarizarse con estos temas porque nuestros modelos sugieren que serán cruciales para navegar por los mercados en el futuro.

Los inversores y los responsables políticos tienden a luchar en la última guerra y a menudo no ven los cambios que afectarán al futuro. A principios de la década de 2000, el interés de los inversores por el pico del petróleo hizo que muchos fueran incapaces de ver el potencial transformador del esquisto bituminoso. Hoy, los inversores siguen convencidos de que las pizarras son infinitas y no ven que los problemas de agotamiento ya se han instalado.

En esta línea, queremos dejarles una reflexión curiosa. El 22 de diciembre de 1975 -tres años después de que la OPEP interrumpiera los envíos a Occidente, dando paso a la primera crisis del petróleo- el Presidente Ford firmó un proyecto de ley que limitaba las exportaciones de crudo estadounidense. Ford anunció que la ley allanaría el camino hacia la independencia energética, algo que pocos creían posible. Sólo cinco años después de la firma, los precios del petróleo alcanzaron un máximo de 35 dólares por barril y pasaron los siguientes 18 años cayendo un 70%. Ford estaba luchando en la última guerra y no supo apreciar el nuevo desarrollo petrolero en Alaska, el Golfo de México y el Mar del Norte. La ley de Ford fue derogada en 2015, permitiendo las exportaciones de crudo estadounidense por primera vez en cuarenta años. Los legisladores argumentaron que la legislación era obsoleta, dado el aumento masivo de la producción nacional. Argumentaron que Estados Unidos ya no corría el riesgo de sufrir embargos; la independencia energética era inminente. Las predicciones de Ford tardaron cinco años en empezar a demostrarse incorrectas. Es probable que COVID retrasara unos años el "pico del esquisto" debido a la ralentización de la actividad de perforación. Sin embargo, nuestros modelos sugieren que ocho años después de derogar la prohibición, también se ha demostrado que la idea de una energía abundante en EE.UU. era incorrecta. Creemos que el resultado será unos precios del petróleo mucho más altos a partir de ahora. Prevemos un nuevo interés por las teorías de Hubbert. Los inversores deberían familiarizarse y estar preparados para la posible llegada del Pico de Hubbert. Los trastornos económicos y las oportunidades de inversión serán enormes.

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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: Oil Price