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martes, 22 de marzo de 2016

Propuesta para hacer una aplicación progresiva de los aumentos de tarifas

Por mi actuación profesional anterior como CEO de Southern Energy International (USA) tanto para la Argentina (Hidroeléctrica Alicurá) como para Chile (Edelnor), no puedo sino corroborar la necesidad de un precio justo para la generación eléctrica y el gas natural así como también una tarifa adecuada para la distribución de electricidad.
Además, defendí estos principios cuando era Presidente del Comité Argentino del Consejo Mundial de la Energía y lo hice público en notas publicadas en La Nación, El Cronista y Diario Perfil.
Luego de más de 13 años sin una correcta revisión tarifaria, era necesario hacerlo. Sin embargo el ajuste será de tal magnitud que puede convertirse en impagable.

Se advierten entonces fuerzas muy dispares que si no son atendidas convenientemente por el gobierno producirán efectos contrarios a los pretendidos originalmente. Es decir, la población se quejará con razón y mal humor si se les aumentan exorbitantemente las cuentas que tiene que pagar mensualmente por la luz y el gas que consumen; y las empresas que ya están cerca de colapsar financiera y económicamente no podrán ni invertir en nuevos equipamientos ni mantener el personal altamente capacitado que requiere la industria energética.

No tengo el propósito de disputar la validez de los aumentos ya que seguramente las propias compañías habrán acompañado la documentación que respalda a estos próximos incrementos.
Sin embargo, un aumento de semejantes proporciones llama a tomar medidas precautorias. Por ejemplo, llamar a Audiencia Pública como lo pide la ley. Esto no fue lo hecho antes, donde no hubo una verdadera intervención de los consumidores. Además las autoridades del ENRE no habían sido elegidas por concurso ni habían obtenido la aprobación del Senado de la Nación. Hoy la emergencia eléctrica puede justificar que se tomen medidas para asegurar el suministro a la población pero no es suficiente motivo para aumentarles la tarifa. Son dos cosas distintas.

Una vez determinada correctamente la tarifa a aplicar hay que desarrollar un mecanismo de financiación de este aumento de manera que la clase baja y la clase media lo puedan pagar sin sobresaltos.
El mecanismo no es nuevo y como decía en una nota publicada en 2004 en La Nación “el esquema original de esto se conoce como London Approach y fue implementado por el Banco de Inglaterra a mediados de los 70. Otras variantes son conocidas como Hong Kong Guidelines o como Jakarta Initiatives, aplicadas en las décadas del 80 y 90”. Es decir se sabe cómo debe hacerse, ya les pasó a otros y funcionó la receta.

Esencialmente ¿en qué consiste esta manera progresiva de aumento al público a la vez que las compañías cobran el 100% inmediatamente? Asumamos que hoy un hogar paga $180 de luz y mañana debería pagar $1.260, el gobierno debe calcular una tarifa incrementada mensualmente para que en un tiempo de 3 años ese hogar vaya pagando un poco más de los $180 y vaya saldando la deuda de no haber pagado toda la tarifa de una sola vez y desde el principio. ¿Quiénes aportarán el capital necesario para financiar estos montos? Los mismos que se benefician con el aumento de tarifas: las compañías de distribución eléctrica por el citado aumento; los socios de estas compañías por la mayor rentabilidad; los bancos que financian a estas distribuidoras por un nuevo negocio financiero; las compañías de seguros que disminuyen su riesgo tanto con las distribuidoras como con los bancos que les prestan;  el gobierno por la estabilidad social y porque disminuye subsidios.
El ejemplo se grafica acá abajo:




Ciertamente esta manera es más trabajosa pero indudablemente más contemplativa de los difíciles tiempos que nos tocan vivir luego de años de despilfarro.

Además, los miembros del ENRE deben ser nombrados por concurso público y con acuerdo del Senado. Esto desde hace ya muchos años no se cumple. Ni hoy siquiera.

miércoles, 10 de febrero de 2016

Las tecnologías del Shale compensan los precios del crudo. Estímulo para Vaca Muerta y la exportación de GNL

IAE, la Agencia Internacional de Energía con base en París, no cree en una revitalización del precio del crudo.
Primero por la baja probabilidad de recortes de producción en la OPEP y algunos grandes productores no-OPEP.  Los números dicen que: a) Irak logra récord de producción en enero en 4,35 millones de barriles por día; b) Irán aumentó la producción en 80.000 bpd y datos preliminares de Arabia Saudita indican que aumentó la producción en 70.000 bpd el mes pasado; c) la producción de crudo de EEUU es alrededor de 9,2 MM bpd (- 400.000 bpd desde el pico de abril de 2015) y se estima que caerá otros 500.000 bpd a 8,7 MM bpd. No ve enormes recortes a la vez que reitera su predicción que producción total no-OPEP, que incluye a los Estados Unidos, caerá sólo 600.000 bpd este año. 
El segundo factor analizado es la fuerza del dólar estadounidense, que contribuyó mucho a la caída de precio del crudo. Los planes de la Reserva Federal para incrementar las tasas de interés, junto con las preocupaciones sobre la estabilidad de la economía mundial, han impulsado la fuerza del dólar. Incluso si la Fed se retrae de sus planes de alzas en las tasas, el dólar mantendría su fuerza debido a su atractivo como un refugio seguro en tiempos de incertidumbre.
Un tercer factor es la demanda. La AIE estima que la demanda crecerá 1,2 MM bpd este año, abajo sustancialmente de su estimación del 2015 que era de 1.6 MM bpd. Siendo una "tasa de crecimiento muy respetable", la AIE no cree que el precio más bajo del petróleo en más de una década será estímulo para un mayor consumo.
El exceso de oferta de alrededor de 2 MM bpd persistirá en el primer trimestre 2016 pero caerá a 1.5 MM bpd en el segundo. 
Exceso de oferta sobre demanda con niveles de almacenamiento en aumento harán que los precios del petróleo no puedan recuperarse mucho. 


El cuadro es un ejemplo que ilustra que cuando la demanda es superior a la oferta (hasta Q1-2012) los precios subían. De 2006 a 2010 el WTI estuvo entre 60 y 80 dólares el barril (excepto 2009 por la crisis). De 2011 a 2014 el WTI estuvo entre 80 y 100 dólares.
En 2014 la oferta es superior a la demanda y los inventarios crecen haciendo que desde julio 2015 comience una declinación que pareciera haberse detenido en US$ 30 el barril pero que con los niveles de producción de la OPEP y de tight oil de USA podría llegar a menores niveles aún.
La reciente conferencia de BP sobre su visión al 2035 enfatizó que la llamada “shale revolution” continuará. La innovación tecnológica y los incrementos en la productividad  han atraído vastos recursos al desarrollo del tight oil y shale gas, haciéndole revisar hacia arriba los pronósticos para la producción de Estados Unidos.  En esta conferencia estimaron la producción de tight oil en EEUU en el 2030 en casi 8 MM bpd, representando casi el 40% de la producción total de petróleo de Estados Unidos.

Con estas perspectivas de menores costos por nuevas tecnologías y mayores niveles de eficiencia, Argentina debería planificar cómo desarrollar nuestras reservas en Vaca Muerta y Los Molles eficientemente para lograr el autoabastecimiento petrolero y en el caso de shale gas planificar la exportación de GNL por Puerto Rosales.

martes, 2 de febrero de 2016

Horizonte de quiebras en el petróleo

Durante los 3 últimos meses, los mercados de bonos se han comenzado a preparar en serio para una ola de defaults en el sector petrolero. Los rendimientos están aumentando, los bonos se cotizan a centavos de dólar y el seguro de default en el petróleo está por las nubes.
Se están viendo algunas de las más grandes anomalías en las colocaciones de participantes del mercado petrolero. La afluencia de capital observada entre 2013 y 2014 se contrasta al ver cómo banqueros tienen un mayor riesgo de que los pactos se rompan y sus capitales no puedan ser devueltos ya que se evaporan el flujo de caja los ingresos de la industria y las reservas.

No es impensable que ocurra otro crack financiero similar o incluso más grave que el ocasionado por las hipotecas de inmuebles en los EEUU en 2007-2008. El efecto látigo de un crack como este sería mucho más profundo, duradero y probablemente universal.

viernes, 22 de enero de 2016

10 puntos destacados del CEO de Schlumberger

Schlumberger fue la primera empresa en O & G para informar resultados del 4to. Trimestre de 2015. 

1.    Schlumberger prevé que sus Clientes experimentarían una crisis financiera. En el comunicado de prensa, Paal Kibsgaard dijo: "Las condiciones de empeoramiento del mercado añaden más presión a una profunda crisis financiera en la industria de E & P y llevó a los clientes a hacer mayores recortes en los niveles de inversión de exploración y producción." Kibsgaard dijo que 2015 fue la peor crisis de la industria desde 1986.
2.    La predicción de diciembre de 10,000 despidos se confirmó. SLB confirmó un adicional de 10.000 despidos, llevando el total de despidos por la recesión hasta 34.000. En el informe de resultados del 4to Trimestre, el CEO Paal Kibsgaard dijo: "En previsión de una actividad debilidad prolongada en la primera mitad de 2016, se implementó otro ajuste significativo a nuestros costos y recursos de base durante el cuarto trimestre. Esto incluyó una reducción adicional de plantilla de 10.000 empleados, así como una mayor racionalización de nuestros gastos, infraestructura y activos de base. "Es importante destacar que creemos que el número de empleados es ahora el adecuado para el 2016, lo que implica que no hay más despidos en vista. Eso ciertamente podría cambiar con las condiciones del mercado, pero es alentador. “
3.    Con la esperanza de haber tocado fondo en 2016, pero Schlumberger no está segura todavía. Cuando se le preguntó en la conferencia telefónica, si el mercado había tocado fondo en 2016, Kibsgaard dijo: "Bueno, creo que es demasiado pronto para decirlo, pero yo no creo que  2017 vaya a ser peor. Con eso dicho, todavía no estoy listo para decir que hemos tocado fondo en 2016. Nos estamos focalizando en el los resultados trimestre por trimestre. Sigo siendo optimista y yo espero que 2016 sea el fin pero no puedo decirlo todavía. "Schlumberger espera precios del crudo en ascenso durante el 2016, pero la fecha en que se dará está en función directa con las tasas de declinación de producción de países no OPEP.
4.    Cancelaciones abruptas de trabajo por los clientes. CEO Paal Kibsgaard citó cancelaciones "abruptas" y las interrupciones de la actividad en varias ocasiones a lo largo de la nota de prensa. Esto es nuevo y muestra la severa presión de los operadores y el aumento del riesgo de imprevisibilidad para los contratistas petroleros. En la llamada, Kibsgaard dijo: "las cancelaciones no programadas y abruptas de actividades van creando un entorno operativo que es cada vez más complejo de manejar." Algo de esto fue parte del fenómeno del 4Q 2010 pero es algo a tener en cuenta durante 2016.
5.    Schlumberger puede volver a comprar hasta $ 10 mil millones de sus acciones. Las acciones de Schlumberger ha caído casi un 50% en 18 meses. Esta caída se relaciona con el programa de recompra de acciones en dólares $ 10 mil millones. Durante 2015, SLB recompró $ 2.2 mil millones de sus acciones. El jueves, motivado en parte por el precio de las acciones, la compañía anunció una nueva carga de la recompra de $ 10 mil millones. El viernes, dijo Kibsgaard del despliegue de capital: "No vamos a aumentar los dividendos de este año. El próximo año va a ser un equilibrio entre las oportunidades que tenemos en M&A y las oportunidades que para recomprar nuestras acciones".
6.    Write-offs de Activos, SLB previsiona $ 1,6 mil millones. Kibsgaard dijo en el comunicado de prensa que la empresa hizo una pérdida contable antes de impuestos para los activos fijos, inventarios amortizaciones, cierres de instalaciones, terminaciones de contrato y otros activos deteriorados de $ 1.600.000.000. "Esto marca el comienzo de un write-off de activos en este trimestre, tanto para E&P  como para las empresas de servicios petroleros. Es parte del doloroso proceso de reequilibrio para calibrar organizaciones construidas con $100 el barril de crudo, a las nuevas realidades de precios”.
7.    Cierre del acuerdo con Cameron en marzo. Los planes de integración de Cameron están completos y será simple. Cameron se convertirá en el cuarto grupo de productos en Schlumberger, añadiéndose a la caracterización de reservorios, a perforación y a producción. De Scott Rowe, CEO de Cameron, dirigirá este grupo y Cameron mantendrá en gran parte su forma actual. La interfaz del cliente va a cambiar, la administración se racionalizará y la Investigación y Desarrollo se fundirán en Schlumberger con el tiempo.
8.    Las compañías de E&P están repensando la manera de hacer las cosas. Las ventas de nueva tecnología (productos desarrollados dentro de los últimos 5 años) que comprende el 24% de 2015 los ingresos de Schlumberger, son notablemente más altas que lo que vimos en la crisis anterior 2008-2009. Esta es una señal de E&P están pensando en maneras innovativas de reducir costos.
9.    La disminución de la producción de petróleo viene a equilibrar el mercado. En América del Norte la producción de petróleo de shale está declinando más o menos como esperaba Schlumberger y estaba en diciembre, por debajo de los niveles de producción de hace un año. La aparente flexibilidad de producción fuera de la OPEP y América del Norte está, en muchos casos impulsada ​​porque los productores necesitan maximizar el flujo de caja, lo que también significa que veremos altas tasas de declinación de pozos cuando estas medidas de corto plazo se hayan agotado.
10. Cuando el mercado se recupere, las reducciones de costos para extraer crudo serán como un resorte. Schlumberger piensa que su negocio internacional actuará como un resorte en espiral de alta compresión, y que verá ganancias en aumento cuando las inversiones de exploración y comiencen a recuperarse.

By Joseph Triepke 

martes, 19 de enero de 2016

La visión de la EIA en enero 2016 sobre los precios del petróleo

El precio del Brent disminuyó en $6/b en diciembre a un promedio mensual de $38/b, el precio promedio mensual más bajo desde junio de 2004. Los precios bajaron en diciembre, porque los productores de la OPEP (durante su reunión de 4 de diciembre) indicaron planes para continuar la política de defensa de la cuota de mercado en un entorno de precios de crudo bajo al tiempo que los inventarios globales de petróleo continuaron creciendo. La continuidad de los aumentos en stocks de líquidos ha puesto una significativa presión a la baja en los precios del petróleo desde mediados de 2014. Los inventarios aumentaron un estimado de 1,9 millones b/d en 2015, y los precios del petróleo crudo Brent promediaron $52/b en el año 2015, un descenso de 47 dólares/b en 2014.
Con stocks globales que continúen los pasos del año pasado, la presión alcista sobre los precios del crudo será limitada. La previsión de precios del Brent es un promedio $40/b en el año 2016. Los mayores  inventarios se producirán en el primer semestre de 2016, manteniendo los precios por debajo de $40/b hasta abril.
Para 2017 los precios del Brent se prevén en un promedio de 50 dólares/b, con presiones de precio ascendente, concentradas en la última parte de ese año. En ese momento se espera que el mercado experimente pequeñas disminuciones de inventario con la probabilidad creciente de mayores disminuciones. La previsión de precios del Brent promedia $56/b en el cuarto trimestre de 2017.
El WTI promediaría alrededor de $2/b menos que el Brent en 2016 y $3/b en el año 2017. EIA previamente había asumido la diferencia con el WTI en $5/b. El pronóstico de una menor diferencia WTI-Brent se basa en la disponibilidad de almacenamiento en los Estados Unidos en comparación con otras regiones lo que alienta a almacenar crudo en el mercado de Estados Unidos en un periodo de sobreoferta global.
Durante el período de pronóstico, los precios del petróleo podrían continuar con períodos de mayor volatilidad. El  mercado de crudo enfrenta muchas incertidumbres en 2016, incluyendo el ritmo y el volumen en que el petróleo iraní llegará al mercado, la fuerza de crecimiento del consumo de crudo y la capacidad de respuesta de la producción de la OPEP a precios bajos del petróleo.

lunes, 18 de enero de 2016

¿El pánico por el reingreso de Irán necesita un Reality Check?

El sábado, la Agencia Internacional de Energía Atómica (IAEA) determinó que Irán ha cumplido con los términos del Plan de Acción Conjunto para frenar sus ambiciones nucleares. El P5 + 1 (Estados Unidos, China, Rusia, Alemania, Francia y el Reino Unido) e Irán acordaron en el acuerdo de julio de rescindir sanciones contra la República Islámica "simultáneamente con la aplicación verificada por el IAEA " del acuerdo. El sábado, el principal funcionario de petróleo de Irán ordenó movilizar la industria petrolera del país.
El vice ministro de Petróleo de Irán Rokneddin Javadi ordenó un aumento de 500.000 bpd en la producción de petróleo. Sin embargo, dijo que hacerlo podría llevar tiempo debido a las restricciones sobre los bancos de Irán.
Javadi, quien también es el director de la National Iranian Oil Company, fue reportado por iraní Press TV diciendo "Con la eliminación de las sanciones, Irán está dispuesto a aumentar la producción en 500.000 barriles por día y hoy se emitió esta orden."
Sin embargo, Javadi dijo que podría tomar 9 meses antes de que el país suscriba su primer nuevo contrato de exportación de petróleo. Irán todavía tiene la intención de aumentar su producción en 1 MM/bpd, dijo, pero esto podría llevar tiempo debido a los problemas en curso en relación con los bancos del país.
La agencia de noticias Shana dijo por Javadi: "En la actualidad, estamos estudiando los problemas que enfrentan los bancos nacionales con este fin. Una vez que se resuelven, producción y las ventas en el extranjero de crudo aumentará."
Irán dice que su producción actual de petróleo es de aproximadamente 2,8 MM /bpd y sus exportaciones son un poco más de 1 millón.
Dijo además que, si bien el volumen de las exportaciones de petróleo de Irán podría enviar a Europa no está establecido, parte de su petróleo podría inmediatamente venderse a China y otros países asiáticos a través de contratos existentes, informó el Wall Street Journal.
En declaraciones al mercado del petróleo actualmente con oferta excesiva Javadi dijo que si la producción de petróleo se redujese, debería aplicarse proporcionalmente a todos los productores.
"Si Irán no aumenta su producción de petróleo, los países vecinos pueden elevar su producción de crudo en los próximos seis meses a un año, tomando así parte de la participación de mercado de Irán".
Todas las sanciones en materia nuclear impuestas por las potencias occidentales fueron levantadas el sábado, incluyendo las restricciones sobre las exportaciones de petróleo de Irán. Otras sanciones en materia de derechos humanos y el terrorismo siguen en vigor.
Debido a los acontecimientos del sábado, entre 500.000 y 1 MM/bpd de petróleo iraní están ahora a punto de volver a un mercado global ya sobre ofertado en 2 MM/bpd. Irán tiene la cuarta mayor reserva de petróleo del mundo y la mayoría de las reservas de gas natural del mundo.
Con la implementación del acuerdo de julio, Irán obtiene acceso inmediato a alrededor de $ 50 mil millones en cuentas congeladas en el extranjero, informó Bloomberg y agregó que el gobierno dice que utilizará estos fondos para reconstruir las industrias y la infraestructura del país.
El levantamiento de las sanciones también permite a las empresas extranjeras a entrar de nuevo a Irán. El presidente iraní, Hassan Rouhani dijo el sábado en un discurso televisado que la República Islámica está tratando de atraer a $ 30 mil millones en inversión extranjera en los próximos 5 años.
El Ministerio de Petróleo iraní ordenó el domingo a las empresas a aumentar la producción y de terminales de petróleo "estar listos".
Por lo tanto, el fin de semana el entusiasmo del momento sustituyó temporalmente el cuidado aconsejado el Lunes por Javadi, y a principios de este mes por Seyyid Mohsen Ghamsari, el jefe de asuntos internacionales de la National Iranian Oil Co. Este último dijo el 2 de enero que Irán "va a tratar de entrar en el mercado de una manera de asegurarse de que la producción impulsado no cause una mayor caída de precios... El potencial de producción significa que estaremos produciendo tanto como el mercado puede absorber ".
Y en una entrevista fue aún más cauteloso, "No queremos empezar una especie de guerra de precios. Vamos a ser más sutiles en nuestro enfoque y puede aumentar gradualmente la salida. Tengo que decir que no hay espacio para bajar los precios más lejos, dado el nivel donde están”.
La "diplomacia cautelar" de estos comentarios estuvo ausente en los comentarios del ministro de Petróleo Bijan Zanganeh  este fin de semana. Fue citado por Shana como diciendo: "Ahora es nuestro turno para llevar a cabo nuestros deberes de la mejor manera en la era post-sanciones y materializar la demanda de la gran nación de Irán y altos funcionarios del país de la industria petrolera”.
También dijo que la industria petrolera iraní debería "redoblar sus esfuerzos para desarrollar la industria y aumentar la producción, con el fin de construir una economía que va a ser resistente ante los impulsos externos", informó Shana.
"Hoy tenemos que tomar medidas para que... la presencia de los inversores y las empresas extranjeras, ya sea como proveedores de servicios técnicos o proveedores de equipos en diversos campos de la industria del petróleo esté condicionada al desarrollo de las capacidades nacionales " enfatizó Zanganeh.
El Presidente Rouhani presentó la propuesta de presupuesto 2016 de Irán ante el Parlamento iraní el domingo. El Ministerio de Petróleo del país tiene previsto emitir 5.000 dólares en bonos tanto en bolsas extranjeras y en rial, para desarrollar proyectos de O&G.

Aun así, Shana informa que el proyecto de ley de presupuesto "asume un presupuesto menos dependiente [en] petrodólares desde la revolución [iraní] de 1979 ", suponiendo una dependencia del 25% "de los gastos del estado con respecto a los ingresos por crudo, lo que es un record sin precedentes”.
 por Jeff Reed

miércoles, 4 de noviembre de 2015

Menos Perforación: Estrategia de las Petroleras

Las compañías petroleras siguen presionando por la optimización de sus activos re-valorando sus mejores concesiones por explorar y aprovechando las rebajas de costos de los proveedores de servicios. Surge así la posibilidad de un cambio de estrategia emergente que podrían sustentar una mayor desaceleración en la perforación aun cuando el escenario está listo para una mayor la producción de petróleo en el corto plazo. Esto puede sonar desalentador, sin embargo, hay un resquicio de esperanza en el horizonte.
El equipo de RigData News & Analisis llegó a esta conclusión después de examinar lo dicho durante las conferencias con algunos analistas financieros apuntando a la reducción de gastos de exploración en 2016. Ellos encontraron que Occidental y Anadarko Petroleum destacan mejoras en la eficiencia de perforación en Wolfcamp Shale, Texas (unos de las mayores formaciones de shale oil & gas). 
Estos dos operadores también proporcionan un contraste entre operadores como Occidental, de aplicación total al modelo de fuerte desarrollo-producción frente a un modelo más pausado como el de Anadarko que abarcaría el próximo año.
En relación con 2014, OXY redujo su promedio de costo en Wolfcamp un 42% a $ 6.3 millones/pozo, mientras que APC redujo su costo promedio en Wolfcamp en alrededor de 37% a $ 7.5 millones/pozo y se espera que reduzca entre $ 1,5 y $ 2,0 millones de su costo futuro cuando extienda su “pad drilling” (perforación horizontal múltiple desde una misma área reduciendo la logística y servicios)  a todo el campo. Gran parte de los ahorros de costos se deben a la reducción de los tiempos de perforación, así como a los costos diarios de los equipos de perforación. 
Anadarko ha bajado sus tiempos de perforación en Wolfcamp en un 13% comparando 3Q15 vs. 2Q15. OXY, que comenzó con un tiempo mucho más bajo, todavía fue capaz de reducirlo en un 5% comparando trimestre contra trimestre. Es probable que tales mejoras en los tiempos de perforación sean los que sustentan el incremento del 18% en la cantidad de pozos perforados en Wolfcamp en Q3. Uno de los pocos que tuvo un incremento en el trimestre. Pareciera que aún hay margen para mejoras en la eficiencia, pero la baja de inversiones de capital en medio de los bajos precios del petróleo ha mitigado un poco esa iniciativa de eficiencia.
En consecuencia, el aumento en el número de pozos perforados aún no completadas (DUC- drilled yet uncompleted wells) refleja la necesidad de aumentar las ganancias debido a los recortes de precios de los proveedores. Este fenómeno comenzó a disminuir y entonces las petroleras ahora favorecen el completar los pozos atrasados ​​en vez de invertir para perforar y completar nuevos pozos. Las petroleras están más inclinadas en reducir o al menos no incrementar su inventario DUC en el futuro cercano. 
Anadarko dijo que su incremento de DUC en el cuarto trimestre de 2015 sería de 25 pozos. Esto contrasta con los anteriores 3 trimestres cuando promedió un incremento de 67 DUC cada trimestre.
El equipo RDNA cree que esta tendencia de desaceleración en DUC se está convirtiendo en un modelo-patrón para la industria en los Estados Unidos y sería el precursor lógico lo que Dave Lesar de Halliburton describió como "Perforo o Muero".


Las petroleras, en algún momento, van a experimentar una disminución en el volumen de producción debido a la falta de inversión en pozos de exploración y desarrollo. Pero en un ambiente de precios de crudo y gas natural deprimidos, trabajar sobre un inventario de DUC le permite agregar producción a un menor costo unitario. Así, mientras que las actividades de terminación disminuirán en el futuro, hoy permite asignarles una mayor proporción de los presupuestos de capital que a las actividades de perforación. Dicho esto, una vez que esta fase termine, obligará a las petroleras a restablecer sus campañas de perforación lo que causará un rápido aumento en la actividad que estimamos será en el tercer trimestre de 2016.

RigData News & Analisis