¿Es el gas el nuevo uranio?

Hace cinco años, nos convertimos en alcistas del uranio. Explicamos que el mercado había entrado silenciosamente en un déficit estructural y que la demanda de los reactores superaba la oferta de las minas. Los compradores de combustible utilizaron los llamados "suministros secundarios" para llenar el vacío, en particular las grandes reservas comerciales acumuladas tras el accidente nuclear de Fukishima en 2011. En aquel momento, los inversores no prestaron ninguna atención al uranio. El principal productor occidental de uranio, Cameco, cambió de manos a 9 dólares por acción -un 20% por debajo de su valor contable tangible- y contaba con casi 800 mm de dólares de efectivo en su balance. En el primer trimestre de 2019, ninguna empresa de uranio en ninguna bolsa lucía un precio de las acciones de dos dígitos, una señal de que los inversores habían renunciado a la industria. La actitud de los inversores es totalmente diferente hoy en día. Bloomberg informa sistemáticamente de déficits estructurales. En lugar de cotizar a 9 dólares, una acción de Cameco cambia ahora de manos por más de 50 dólares.

¿Por qué empezar nuestro ensayo sobre el gas natural hablando del uranio?

Creemos que el mercado norteamericano actual del gas natural se parece a ese mercado del uranio: a pesar del pesimismo generalizado de los inversores, también está a punto de entrar en "déficit estructural". Una investigación cuidadosa y una perspectiva diferenciada pueden recompensar al inversor de gas natural emprendedor de la misma manera que los grandes beneficios acumulados por el inversor de uranio en 2018.

El gas natural norteamericano se desplomó tras alcanzar un máximo de casi 10 dólares por mmbtu en agosto de 2022. Muchos analistas apuntan al aumento de la oferta; sin embargo, esto no capta toda la historia. En junio de 2022, la terminal de exportación de GNL de Freeport, en Quintana Island (Texas), se incendió e interrumpió sus operaciones. La terminal no volvió a funcionar a pleno rendimiento hasta marzo de 2023. Freeport exportaba dos bcf/d, lo que representaba casi el 2% de la demanda total de EE.UU. Estimamos que el incendio afectó a unos 600 bcf de demanda de exportación durante los 100 días que la terminal permaneció cerrada. Como resultado, los inventarios de gas natural de EE.UU. aumentaron en 700 bcf en comparación con los promedios estacionales a largo plazo entre junio de 2022 y marzo de 2023, el 85% de los cuales fue atribuible al incendio de Freeport. Para empeorar las cosas, el invierno norteamericano 2022/2023 fue el cuarto más suave desde que comenzaron los registros hace 130 años.

Una vez que Freeport reanudó sus operaciones, las existencias de gas natural empezaron a reducirse bruscamente. Al final de la temporada de inyección, el 1 de noviembre de 2023, se había agotado casi el 90% del exceso de existencias. Por desgracia, el inicio de la temporada de extracción 2023/2024 ha vuelto a ser suave. Desde el 1 de noviembre, las temperaturas en Norteamérica han sido un 10% más cálidas de lo normal, lo que ha reducido la demanda de calefacción y ha aumentado los inventarios.

El almacenamiento norteamericano se sitúa casi 250 bcf por encima de las medias estacionales, lo que ha hecho retroceder los precios hasta los 2,23 dólares por mmbtu, casi un 80% por debajo de su equivalente energético en comparación con el petróleo y el gas transportado por vía marítima.

Aunque la meteorología explica la mayor parte del reciente exceso de existencias, muchos analistas culpan al aumento de la producción, lo que consideramos incorrecto. Durante la última década, tres yacimientos han sido responsables de casi todo el crecimiento de la oferta de gas natural estadounidense: Marcellus, Permian y Haynesville. Estas tres cuencas representan casi el 60% de la producción total de gas estadounidense. Tras un crecimiento tan prolífico, la mayoría de los analistas parecen creer que estos yacimientos crecerán para siempre. Nosotros no estamos de acuerdo. Por el contrario, nuestros modelos sugieren que la producción estadounidense experimentará descensos imprevistos en los próximos años. Creemos que existen datos suficientes para intentar modelizar la producción futura de gas de esquisto en EE.UU., y las conclusiones son nefastas. Mediante nuestra red neuronal propia, hemos calculado el inventario de perforación de primer nivel de las principales cuencas de esquisto y la recuperación final prevista de la cuenca. Al igual que un yacimiento convencional de grandes dimensiones, creemos que la producción de una cuenca de esquisto alcanzará su punto máximo cuando se haya producido la mitad de sus reservas recuperables. Además, podemos seguir la productividad de las perforaciones en tiempo real para confirmar que vamos por el buen camino. Nuestros modelos concluyen que los yacimientos de Marcellus, Haynesville y Pérmico se están estabilizando y que cada uno de ellos podría experimentar descensos durante el año siguiente. Para 2026, esperamos que estos yacimientos se parezcan a dos de los primeros yacimientos de esquisto: Barnett y Fayetteville.

Gráfico, Gráfico de líneas

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Fuente: Goehring & Rozencwajg, EIA

Nuestra red neuronal nos ha ayudado a identificar dos indicadores que apuntan a un próximo descenso de la producción. En primer lugar, podemos calcular cuándo los productores habrán producido la mitad estimando las reservas recuperables finales de un yacimiento. Históricamente, esto se ha correlacionado muy bien con la tasa de producción máxima de una cuenca. A continuación, evaluamos cuántos de los pozos más prolíficos de una cuenca (los llamados Tier 1) han perforado los productores. Basándonos en los precedentes históricos de Barnett, Fayetteville, Eagle Ford y Bakken, observamos que la producción empieza a declinar una vez que los operadores han perforado el 60% de los mejores pozos.

Nos parece útil controlar un indicador en tiempo real de la salud de la cuenca. Si un yacimiento está a punto de declinar, cabe esperar que su productividad media de pozos descienda, lo que sugiere que su inventario de pozos de primer nivel se ha agotado en su mayor parte. Observar dos años consecutivos de descensos sostenidos de la productividad aumenta nuestra confianza en que nuestra estimación del inventario de nivel 1 era correcta.

¿Cómo ha funcionado nuestro marco con Fayetteville y Barnett, las dos primeras cuencas de gas de esquisto que han alcanzado su punto máximo y se han recuperado? En el caso de Fayetteville, nuestra red neuronal sugiere que la cuenca recuperará finalmente diez tcf. La linealización de Hubbert, una técnica más antigua de estimación de reservas, arroja una cifra similar. Tal como predicen nuestras teorías, Fayetteville alcanzó un máximo de 3,0 bcf/d una vez producida la mitad de las reservas recuperables. La producción empezó a descender bruscamente una vez perforado el 60% de nuestros pozos estimados de nivel 1. En el Barnett, nuestra red neuronal estimó unas reservas recuperables totales de 23 tcf, cifra confirmada de nuevo mediante una "linealización de Hubbert". Al igual que en Fayetteville, la producción alcanzó su punto máximo en 2012 con 5,0 bcf/d, una vez producida la mitad de las reservas y perforado el 60% de los mejores pozos. El Fayetteville y el Barnett nos ayudaron a calibrar adecuadamente nuestra comprensión de las cuencas de esquisto y a fundamentar nuestras opiniones sobre el Marcellus, el Pérmico y el Haynesville.

Nuestra red neuronal predice que el Marcellus y el Haynesville recuperarán finalmente 130 y 75 tcf, respectivamente. Una linealización de Hubbert del Marcellus confirma esta estimación. Por desgracia, un análisis similar de Haynesville es más difícil. La producción de Haynesville alcanzó su punto máximo en 2012 con 7,5 bcf/d, descendió durante los tres años siguientes debido a los bajos precios, y protagonizó un segundo repunte material. El perfil irregular de Haynesville dificulta la linealización tradicional de Hubbert; sin embargo, nuestra red neuronal trabaja a partir de datos reales de pozos y es inmune a tales perturbaciones.

A mediados de 2022, el Marcellus había producido 68 tcf, algo más de la mitad de sus reservas finales recuperables. De 2012 a 2022, la producción de gas seco del Marcellus creció una media de 2,1 bcf/d al año. Desde mediados de 2022, el crecimiento anual sólo ha sido de 0,1 bcf/d de media, lo que supone una ralentización del 95%. A finales de 2023, Haynesville había producido 38 tcf, equivalentes a la mitad de sus reservas recuperables. Desde 2018, cuando comenzó su segundo aumento de la producción, hasta agosto de 2023, el crecimiento de Haynesville ha promediado 1,8 bcf/d al año. Desde agosto, el crecimiento se ha ralentizado un 77% hasta solo 340 mmcf/d anualizados. Nuestro marco sugiere que el agotamiento de los yacimientos en ambas cuencas principales es responsable de la ralentización. No creemos que Haynesville pueda volver a crecer, a diferencia de lo que ocurrió en 2017. Cuando Haynesville alcanzó su punto máximo en 2012, había producido menos del 10% de sus reservas recuperables. Si hubiéramos tenido nuestros modelos entonces, habríamos sabido que el yacimiento podría protagonizar una recuperación masiva. Esta vez no ha habido suerte. En su lugar, creemos que el Marcellus pasará de la meseta al declive absoluto en pocos meses. En Haynesville, esperamos que la producción de 2024 crezca sólo modestamente antes de descender secuencialmente a finales de año.

El resto del inventario de nivel 1 sirve para confirmar nuestra predicción. Barnett y Fayetteville pasaron de la meseta al declive cuando los operadores perforaron el 60% de sus mejores pozos. En la actualidad, los operadores de Marcellus y Haynesville también han perforado el 60% de sus mejores yacimientos. Por consiguiente, esperamos que el Marcellus empiece pronto a declinar. Además, Haynesville podría pasar más rápidamente de la ralentización del crecimiento a la meseta y, en última instancia, declinar antes de lo que esperamos.

Los datos de productividad de los pozos en tiempo real confirman aún más nuestras perspectivas. En Barnett y Fayetteville, la productividad de perforación alcanzó su punto máximo y disminuyó veinticuatro meses antes de que el yacimiento alcanzara su producción máxima, respectivamente. La productividad tanto en Marcellus como en Haynesville alcanzó su máximo en 2021 y desde entonces ha disminuido entre un 15 y un 20%. El declive de la producción es inminente si Marcellus y Haynesville siguen los pasos de Barnett y Fayetteville.

El crecimiento de la producción de gas asociado del Pérmico también se está ralentizando rápidamente. Los interesados pueden consultar nuestro ensayo del 1T23: "El Pérmico se agota más rápido de lo que pensábamos". También publicaremos un análisis en vídeo del Pérmico en los próximos meses.

Los analistas siguen fijándose en el continuo crecimiento interanual de la producción de gas estadounidense; sin embargo, pocos han comentado lo rápido que se ha ralentizado el crecimiento.En términos interanuales, la producción estadounidense de gas seco se desaceleró de seis bcf/d a algo más de dos bcf/d.

En cuanto a la demanda, la capacidad de exportación de GNL aumentará en seis bcf diarios en los próximos doce meses. Toda esta nueva demanda está plenamente autorizada y actualmente en construcción. Ninguna está sujeta a la reciente moratoria propuesta por la administración Biden sobre nuevas terminales de GNL, que sólo se aplica a futuros proyectos previstos. Nuestros modelos sugieren que la producción de gas seco no podrá satisfacer la nueva demanda. En consecuencia, prevemos que el mercado estadounidense de gas natural pase de excedentario a deficitario en algún momento de este año. Con el gas internacional cotizando a 12 dólares el mmbtu (cuatro veces el precio nacional), los operadores pujarán agresivamente al alza por los precios estadounidenses para aprovechar el arbitraje.

Como siempre, el tiempo sigue siendo un comodín. Sin embargo, aunque el resto del invierno norteamericano sea suave, creemos que el mercado se endurecerá dentro de doce meses. Cualquier debilidad relacionada con el clima presenta una excelente oportunidad de compra. El gas norteamericano se parece hoy al uranio en 2018: el mercado está a punto de pasar de excedentario a deficitario, pero los inversores siguen siendo bajistas.

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