Frackers dicen que los cuellos de botella impiden el aumento de la producción a medida que los precios del petróleo se disparan

Pero los ejecutivos dicen que algunos inversionistas, que se sintieron quemados después de que los perforadores de esquisto dieron prioridad a la expansión sobre las ganancias la década pasada y perdieron miles de millones, todavía están preocupados de que las empresas puedan gastar demasiado si vuelven a crecer rápidamente.

También dicen que una fuga de capital de la industria de los combustibles fósiles en los últimos años ha dejado parches de petróleo de EE. UU. sin suficiente equipo de fracking para poner en funcionamiento una tonelada de nuevos pozos, y que un resurgimiento de la perforación go-go agotaría los recursos más valiosos de las empresas. lugares de perforación.

scott sheffield,

director ejecutivo de

Pioneer Natural Resources Co

, dijo que su compañía, el mayor productor de petróleo en la cuenca Pérmica del oeste de Texas y Nuevo México, actualmente no está considerando elevar su objetivo anterior a largo plazo de aumentar la producción de petróleo entre un 0 % y un 5 % anual.

El plan de Pioneer refleja conversaciones con inversionistas que quieren que la empresa mantenga su enfoque renovado en el flujo de caja libre y la rentabilidad de los dividendos. Pero dijo que esas actitudes podrían cambiar si los mercados globales pierden los suministros rusos por un período más largo, y señaló que los perforadores de esquisto de EE. UU., junto con las naciones ricas en petróleo como Arabia Saudita e Irán, podrían ser los únicos capaces de aumentar la producción lo suficiente como para llenar un porción considerable de la brecha.

“Tenemos escasez de mano de obra, arena y equipo, y va a llevar unos buenos 18 meses simplemente aumentarlo”, dijo el Sr. Sheffield sobre la industria. “Si se trata de un problema a largo plazo, el esquisto estadounidense puede responder y ayudar al mundo, pero llevará tiempo y muchas advertencias”.

Juan

Hess,

El director ejecutivo de Hess Corp., dijo en la conferencia de energía CERAWeek by S&P Global de esta semana en Houston que su compañía está buscando aumentar su producción de petróleo en Bakken Shale de Dakota del Norte en un 20% este año.

Pero advirtió que el esquisto estadounidense ya no es el proveedor clave del mundo, ya que el negocio ha madurado. Las compañías de esquisto tienen un inventario restante limitado de ubicaciones de perforación luego de una década de explotación de roca de esquisto, dijo. The Wall Street Journal escribió sobre los problemas de inventario emergentes de la industria en febrero.

“Es un negocio de 10 años. Solo queda un inventario de 10 años de ubicaciones de perforación de esquisto, tal vez 15”, dijo Hess. “La gente será más juiciosa sobre cómo acelerar en esta situación de emergencia”.

La producción de petróleo de EE. UU. terminó el año pasado en alrededor de 11.6 millones de barriles por día, según la Administración de Información de Energía. Muchos analistas y ejecutivos proyectan que la producción aumentará entre 500,000 y 1 millón de barriles por día este año, lo que representa un aumento menor, en porcentaje, que en los años anteriores a la pandemia.

Occidental Petroleum Corp.

CEO

Vicki Hollub

dijo que sería difícil para los perforadores de esquisto aumentar rápidamente la producción incluso en la Cuenca Pérmica, el campo petrolero más activo de EE. UU.

Ejecutivos, funcionarios y analistas dicen que la medida en que las empresas de esquisto abrirán los grifos sigue siendo un tema en evolución afectado por la creciente respuesta mundial al ataque de Rusia. Pero en general están de acuerdo en que la restricción principal son las limitaciones básicas en los parches de petróleo azotados por la pandemia de Estados Unidos, en lugar de las restricciones regulatorias impuestas por la administración Biden.

Amós Hochstein,

El enviado de energía del Departamento de Estado de EE. UU. dijo que en reuniones y llamadas telefónicas recientes con compañías petroleras, los ejecutivos indicaron que el gobierno federal tiene poco que ver con sus dificultades para aumentar la producción.

“Le pregunté a la mayoría de ellos: '¿Necesitan algo de la administración para aumentar la producción?', y respondieron: 'No, a menos que puedan ayudarme con arena, mano de obra u otras cadenas de suministro'”, dijo Hochstein.

Los prestamistas, que se han vuelto más cautelosos a la hora de financiar empresas relacionadas con el petróleo a medida que las ideas ambientales, sociales y de gobernanza se popularizan en los círculos financieros, aún no están dispuestos a dar dinero a la mayoría de las compañías de servicios de yacimientos petrolíferos del país, o a los productores de petróleo más pequeños. que quieren expandir sus operaciones, dijeron ejecutivos y analistas.

Eso ha dejado a jugadores pequeños pero instrumentales sin el financiamiento que necesitan para reparar equipos de fracking durante el comienzo de la pandemia, o invertir en la construcción de brocas, plataformas de perforación y dispositivos de prevención de reventones.

chris wright,

director ejecutivo de

Servicios de Liberty Oilfield Inc.,

una de las compañías de fracturación hidráulica más grandes de EE. UU., dijo que la flota nacional de equipos de fracturamiento hidráulico disponibles y en funcionamiento ya está casi completamente desplegada.

“Muchos equipos han sido retirados, muchos equipos han pasado su vida útil”, dijo el Sr. Wright.

Agregó que su compañía estimó que la industria petrolera de EE. UU. solo agregará unas 15 flotas de fracking más a las 235 que estaban operando en cuencas clave para este verano. “El mercado va de ajustado a bastante ajustado”, dijo.

Los trabajadores contratados de la industria petrolera han aumentado los precios de las herramientas y la mano de obra hasta cierto punto, pero aún no se benefician lo suficiente de los precios más altos del petróleo para poder despachar nuevos equipos, dijo Richard Spears, vicepresidente de la consultora de energía Spears & Associates Inc.

Para reducir las emisiones, el Sr. Spears dijo que las empresas de servicios que proporcionan camiones de fracking en los últimos años han estacionado muchas unidades más antiguas que funcionan con diésel, mientras que han cambiado a unidades con motores de combustible dual que pueden funcionar con diésel y gas natural.

Ese cambio ha dejado alrededor de un tercio de los camiones de fracking en América del Norte en un estado de deterioro que llevará dos años reparar, mientras las empresas esperan obtener piezas clave como motores y transmisiones para vehículos que no han estado usando.

“Ya tienen todo su equipo disponible”, dijo Spears. “La restricción en el crecimiento va a ser, ¿dónde consigues otro camión [de fracking]?”

Escribe a Collin Eaton en [email protected]