Como dice Pedrob son ya varios años con la misma canción. Lo de que el truco está en los países Non OPEP lo he leído en todas las cartas. No se Rick, de momento parece que la OPEP rellena cualquier desequilibrio de la oferta. A priori si no se desmadran los Emiratis, aprobaran la subida de 2 Mill gradual (400k mensuales) hasta Diciembre. Y alargarán el acuerdo hasta diciembre 2022 si llegan a algún acuerdo para que los Emiratis suban su cuota. La idea es que cotice entre 68-75$
Pues básicamente barajo dos opciones. Traspasarlo al Meridian Prudent Wealth, estoy muy contento con este fondo (RV defensiva, coberturas con puts y dólar para bajar volatilidad). La otra opción es reembolsar y comprar más ETFs de valores más defensivos. El problema de esta opción es que hay que pasar por hacienda. Así que igual opto por traspasarlo a un monetario y dejar allí las ganancias en barbecho y suscribir los ETFs con algo de cash que mantengo en cuenta.
#124765
El futuro del fracking
Quarks
Hola Pedrob.
La tendencia imperante en Rankia es intentar ganar dinero a toda costa, con las inversiones recomendadas. En mi caso, prefiero estudiar los mercados desde el punto de vista macro, sin entrar en recomendaciones, por lo que no me siento especialmente cómodo, a pesar del respeto absoluto que existe entre la gran mayoría de participantes del foro.
Por eso pido perdón a aquellos que piden alguna respuesta, como es tu caso.
Te dejo mi último análisis del fracking, con alguna diferencia sobre lo que dice el informe de Gorozen.
La conclusión es que espero que la producción de shale oil crezca levemente hasta final de año, porque el crecimiento en el Pérmico supera ligeramente las caídas en el resto de las cuencas. Lo peligroso viene en los próximos años, a partir de 2022-2023, con una reducción de la producción asombrosa, debido a las razones que explico en el informe.
Colapso en la producción de shale oil a partir de 2023.
Cuando utilizo la palabra colapso, no me refiero a una suave caída durante 20 años, sino al hundimiento de la producción hasta niveles ínfimos en los próximos diez años.
Para explicar estas estimaciones (cuidado, todo lo referido al futuro no puede ser considerado mas que como un pronóstico, con más o menos argumentos para justificar el forecast), utilizo las curvas de producción actuales que facilita OVI en el sitio peakoilbarrel, las extensiones a futuro de estas curvas que proporciona George Kaplan, también en peakoilbarrel y la situación actual de los DUC´s como justificación de parte del agotamiento de los pozos, así como la tendencia a la gasificación de los pozos del Pérmico y la caída de la productividad en cada pie perforado.
Comencemos por la producción actual por cuencas, contando solo las principales.
El informe de productividad DPR facilita este gráfico total.
El informe DPR incluye también producción convencional. Luego pongo el gráfico con producción solo de shale oil.
Pico en Noviembre de 2019 y después de más de un año de la pandemia, estamos lejos del pico, con tendencia a la estabilización. Ahora veremos cuenca por cuenca, para ver las curvas individuales y su tendencia prevista.
PÉRMICO.
la única cuenca con tendencia alcista y responsable de que el hundimiento no comience antes.
En Eagle Ford, la tendencia bajista es muy clara.
En Bakken, pareció que se resistía al descenso, pero tras la pandemia, la caída también esclara y acelerando.
El gráfico solo con shale oil.
El informe LTO de Junio nos da este gráfico, con estabilidad en la producción de shale a lo largo del último año, a pesar de las subidas de petróleo hasta los 75$.
A partir de estos datos, George Kaplan, uno de los mejores analistas de petróleo, nos presenta estas estimaciones de shale oil para los próximos años, incluyendo el cálculo de la producción acumulada de petróleo. Procedente de los comentarios del peakoilbarrel.
Es conveniente mirar que todas las cuencas están en declive, excepto Pérmico, que comienza en 2024. llama la atención el desplome en solo pocos años de casi todas las cuencas. La suma total nos dice que en 2023, el colapso rápido es inevitable y en 2025-2026, todas las cuencas menos el Pérmico están en producción bajísima comparado con 2019-2020. La caída en pocos años es escalofriante.
Es curioso que los gráficos, tomando el total de petróleo producido en 2030, coinciden plenamente con las declaraciones de MBS, príncipe heredero de Arabia Saudí, respecto de la producción de shale oil americano, en 2030.
He ajustado las curvas de Verhulst a la producción para cada una de las cuencas LTO en los datos de la EIA, como se muestra a continuación (disculpa a OVI por ocupar una parte del hilo de comentarios, pero este parece el lugar más apropiado para colocarlos). Usé tres curvas en cada caso, aunque una o dos hubieran sido adecuadas en la mayoría de los casos. La recuperación a corto plazo de los impactos de Covid tendrá ingresos, pero tal vez no mucho para la mayoría, ya que todas las producciones pueden haber alcanzado su punto máximo antes de la pandemia. Los campos del Pérmico son los que tienen más probabilidades de cambiar, pero estas estimaciones serán una base para ver qué tan grande es el efecto. Como esperaba la mayoría, las recuperaciones finales están muy por debajo de las cifras optimistas iniciales.
En los últimos meses se puede apreciar que las compañías han priorizado la perforación de los DUC´s (pozos previamente perforados pero no completados, al faltar el frack en cada pozo). La razón puede ser doble, por un lado, ahorrar costes, al tener que solo completar los pozos con el frackeo de cada pozo y otra razón, es el agotamiento de los pozos dulces (más productivos). Si los nuevos pozos son menos productivos, siempre es mejor extraer el oil, de los pozos que fueron perforados en zonas dulces hace tiempo. La fuerte caída en el conteo de DUC´s, nos puede advertir que esta etapa está finalizando y los DUC´s que quedan son bastante viejo y posiblemente nunca serán completados (en su momento vieron que la producción era baja y desestimaron terminarlos). En los próximos meses veremos hasta donde llega la reducción de DUC´s.
Lo que llama la atención de esta reducción rápida de DUC´s es el momento elegido. Normalmente cuando los precios suben por encima de 50$ los DUC´s aumentan, debido a la mayor velocidad de perforación, porque a esos precios es rentable incrementar la producción. La reducción de los DUC´s se producía hasta ahora en tiempos de precios bajos, porque el coste de terminar el DUC es inferior al pozo completo y era mas rentable gastar solo en terminar el DUC, que perforar un pozo completo, al tiempo que se protegía la facilidad de utilizar el cash disponible. Por eso llama la atención, la fortísima de reducción de DUC´s, con precios muy altos del petróleo, porque quiere decir que no se está incrementando la velocidad de perforación a pesar de los altos precios, algo completamente distinto a lo visto hasta 2021.
Otro de los problemas es que la excesiva perforación, ha debilitado el corazón de las cuencas hasta el punto que reduce la presión de la zona, de forma que cada nuevo pozo perforado hoy, ya nace con una presión inferior a los antiguos y por lo tanto con una productividad menor, algo que ya se estaba observando a finales de 2019 y se ha acentuado en 2021.Como consecuencia de esa menor presión, el ratio gas/petróleo ha crecido y los pozos son más gaseosos.Una explicación detallada de como afecta el incremento del ratio Gas/oil está en este artículo.https://www.linkedin.com/pulse/bubble-point-death-pxd-oil-mix-challenge-part-2-scott-lapierre?trk=public_profile_article_viewY como los gráficos tienen una mejor visualización del problema, pongo un ejemplo de punto-burbuja..Para más explicaciones, del resto de los puntos dulces o pozos padre-hijo.https://futurocienciaficcionymatrix.blogspot.com/2021/03/el-peak-oil-del-fracking.html Recordar que todo esto no son mas que estimaciones. Necesitaremos tiempo para ver si son correctas o bien las previsiones de la EIA americana, con una producción mucho mayor, son las buenas.
Saludos.
#124766
Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés
Gracias por el curro. Me sorprende muchísimo esos números. Hace un par de años Exón, Shell anunciaban a bombo y platillo que incrementarían la producción en el Pérmico...
ExxonMobil y Chevron elevaron considerablemente sus expectativas de producción en la cuenca del Permian, el corazón del auge del esquisto, para la primera mitad de la década de 2020.
En una presentación ante analistas la semana pasada, Exxon revisó a la alza su proyección de producción de gas y petróleo en la región del Permian de Texas y Nuevo México, de 600,000 barriles de petróleo por día a un millón en 2024, mientras que Chevron elevó su estimación de 650,000 barriles por día a 900,000 barriles diarios en 2023.
Entonces todo esto era rollo?
#124768
Re: Cobas AM: Nueva Gestora de Francisco García Paramés
Por cierto mientras buscaba ese artículo me he topado con un artículo de finales del año pasado en el que hablaban de RECU, una exploradora que había adquirido Mill de acres en Namibia, donde parecía tener localizado el que podría ser el último gran yacimiento petrolífero. Hablaban de algo similar Eagle Ford o Pérmico.
