Voy a tratar de hacer un cálculo de la producción de gas para el periodo Septiembre 2020-Marzo 2021, con la intención de ver si se produce una ventana de entrada en los precios del gas USA.
Como es un poco complejo pido paciencia para el que quiera seguirlo.
Si alguien encuentra tediosos los cálculos puede adelantarse al final con la conclusión.
Empiezo con la producción actual del gas en USA con datos(esperados) hasta Junio 2020.
Los extraigo de la página que la EIA (USA) tiene dedicada a este tema, en su informe mensual del gas.
Aquí se puede ver la producción por meses (nos interesa la columna "dry gas") y el consumo en la última columna. También se puede ver la producción de líquidos de gas natural, las importaciones netas, los cambios en los inventarios, todo ello en la unidad BCF´s.
Esta información está u poco desfasada de las estimaciones semanales de inventarios que podemos ver.
En números.
Ahora necesitamos herramientas para el cálculo.
Primero vamos a ver como declina la producción de gas mediante los gráficos de Enno Peters en shaleprofile.
La producción de shale gas en EE.UU. llega a los 70BCF´s diarios., unos 2100 bcf´s en un mes de 30 días y corresponde tanto a la producción de campos de gas como a la producción de petróleo-gas en los campos de shale oil.
Se puede apreciar que el decline total, entre la suma del decline del primer año (cercano al 47%) y el decline del resto de años, oscila en torno al 30%. Por lo tanto para mantener la producción equilibrada se necesitan 20 bcf´s diarios de nueva producción. Todo lo que esté por encima contribuye a incrementar la producción y por debajo, a restarla.
Por otro lado, para el cálculo necesitamos saber como mejora la productividad por pozo, año a año. Para ello acudimos de nuevo a la web "shaleprofile".
En el gráfico podemos ver como la productividad se ha estancado en los últimos trimestres. Los laterales han dejado de crecer y el incremento constante en la productividad se ha agotado.
La siguiente herramienta son los rigs ( plataformas ) de gas utilizados.
Vemos el gráfico de los últimos años, para hacer un promedio anual.
A comienzos de 2019 había casi 200 plataformas y a finales 125, después de un descenso casi lineal. Promedio 162 plataformas. Actualmente 72. Para los cálculos estimaré que los 72 rigs, permanecen constantes a lo largo del periodo estudiado. Por lo tanto estimo una caída del 60% en la nueva producción, al tener en cuenta también, el mantenimiento de la productividad estable, lo que significa que cada pozo sacará la misma cantidad que el año pasado.
Naturalmente no tengo en cuenta las variaciones de zonas, ni la variabilidad del gas producido en los pozos de petróleo, pero si debo tener en cuenta la caída asociada al gas producido en las zonas de shale oil.
El gas producido en las cuencas de shale oil corresponde sobre todo al Pérmico, Eagle Ford y Dakota. Vamos a ver cuanto gas se produce en estas zonas, acudiendo de nuevo a shaleprofile.
Eagle ford produce 6,5 bcf´s. actualmente.
Pérmico produce 14,5 bcf´s.
Y Dakota del norte produce alrededor de 3 bcf´s
Consideraré que la producción de gas en Alaska y el golfo de México, permanece constante (en realidad declina levemente) y la producción de gas convencional, también permanece constante (declina por encima del 10%).
La caída en las plataformas de petróleo;
El promedio de 2019 está en tono a las 780 plataformas frente a las 176 actuales. La caída es del 77%. Considero estables las plataformas actuales para el periodo de cálculo considerado.
Ahora los cálculos.
1º). Shale gas , producción diaria de los pozos de gas 68bcf´s - 24bcf´s = 44bcf´s.
2º) Gas procedente de los pozos de shale oil 24 bcf´s (suma del gas procedente del Pérmico, Eagle Ford y Dakota)
3º) Como podemos ver en la producción anual de USA, el incremento de la nueva producción de gas en los dos últimos años ha sido de 25bcf´s diarios. Asigno en función de la producción de los apartados 1º y 2º, un incremento del 65% en los pozos de gas y un 35% del gas procedente de los pozos de petróleo. Por lo tanto de esos 25bcf´s, 16,2 proceden de los pozos de gas y 8,8 bcf´s de los pozos de petróleo.
4º). Según la caída de cada tipo de pozo, calculo el incremento de nueva producción.
Pozos de gas 16,2 bcf´s x 60% caída = 9,7bcf´s de caída sobre la producción del año anterior.
Pozos de petróleo 8,8 bcf´s x 77% caída = 6,8 bcf´s de descenso.
5º). Nueva producción diaria.
25 bcf´s - 9,7 bcf´s - 6,8 bcf´s = 8,5 bcf´s.
Ya hemos comprobado que para mantener la producción se necesitan aproximadamente 20 bcf´s, luego la pérdida diaria desde el mes de Septiembre(*) será 20 - 8.5 bc´s = 11,5 bcf´s diarios.
Luego cada mes se producen 11,5 x 30 dias promedio mes = 345 bcf´s menos.
(*) Septiembre será el primes mes de pleno impacto de la reducción salvaje de las plataformas.
Seguimos.
Ahora calculamos la producción promedio mensual con la reducción calculada sobre el promedio de 2019, En la tabla 1 figura el acumulado anual de 2019, 33.657 bcf´s, lo que nos da un promedio de
33.657 / 12 meses = 2805 bcf´s diarios
Nueva producción 2805 - 345 = 2460 bcf´s mensuales.
Observar que las estimaciones de Junio son 2650 bcf´s en lugar del promedio de 2805 que tomo yo, pero tenemos que tener en cuenta que muchos pozos se cerraron en Abril-Mayo y se han vuelto a abrir en meses posteriores. Por lo tanto utilizo mi aproximación , que deberá ser verificada en los próximos meses, a medida que se conozcan los datos reales.
Ahora ajusto el consumo promediando el del periodo Septiembre 2019- Marzo 2020. Aquí se cometen numerosos errores, porque depende de la dureza del invierno el consumo mayor o menor de gas.
De la misma tabla 1, sumando los meses desde Sep 2019 hasta Marzo 2020 obtengo un consumo de 19.466 bcf´s.
La producción de los siete meses será 2460 x 7 = 17.220 bcf´s.
Por lo tanto los inventarios disminuirán en 19.466 - 17.220 = 2,246 bcf´s desde el 1 de Septiembre.
Como los inventarios de 21-Agosto son 3,420 bcf´s, al terminar el invierno quedarán:
3420 - 2.246 = 1.174 bcf´s, algo totalmente normal.
Por lo tanto si el invierno no viene muy frio, no será conveniente invertir en gas.
Pero en este cálculo no he tenido en cuenta las exportaciones netas de USA.
En la tabla 1, podemos ver que en 2020 han exportado 1.330 bcf´s a razón de 221 bcf´s diarios. Luego si mantuvieran el ritmo de exportaciones, los inventarios llegarían a cero, por lo que para mantener abastecido el mercado, supongo habrá un reajuste en las importaciones-exportaciones, pasando Canadá a ser vital para reajustar los inventarios. También es muy posible que los exportadores de GNL, tengan que suspender las exportaciones, para suministrar el mercado interno.
Puede que el gas USA no sea interesante, pero para el gas canadiense, puede ser impactante. También hay que recordar dos cosas. EE.UU: no tiene terminales para tratar las importaciones de GNL , al ser excedente en gas. Y la segunda, no debemos olvidar que si el gas sube de precio, el carbón pasa a ser competitivo y el pastel de la generación eléctrica debe repartirse. Una tercera obvia es que si sube el precio del gas, aumenta la producción interna, pero dado el desfase de tres o cuatro meses, la producción de Marzo de 2021, dependerá de las plataformas de Diciembre de 2020 y ya estamos en Septiembre, por lo que el impacto sería leve hasta Marzo-2021.
Recordar que solo es un cálculo aproximado, con multitud de variables desconocidas, para las que utilizo una aproximación.
Conclusión.
Los inventario hasta Septiembre están muy por encima de la media, lo que da un margen amplio, antes de comenzar el descenso. Lo normal es que cuando los inventarios comiencen a caer más rápido de lo normal, los precios del gas suban hasta 3-3,5$ el Henry Hub y se produzca un reajuste. Aumentarán las importaciones de gas canadiense, se reducirán las exportaciones de gas americano, aumentará la contribución del carbón a la generación eléctrica y dependiendo de la dureza invernal, veremos precios de 4$. No parece suficiente para arriesgar una inversión, teniendo en cuenta la enorme deuda de las gaseras. Por supuesto es importante monitorizar Septiembre y Octubre, para el ajuste fino, de la multitud de aproximaciones utilizadas.
Saludos.
