La producción de gas en EE.UU. tocará fondo en noviembre por cierres y disminución de perforación - World Energy Trade

La producción de gas en EE.UU. tocará fondo en noviembre por cierres y disminución de perforación

Las reducciones significativas de la producción petrolera también comenzarán pronto a afectar la producción de gas asociado

Las reducciones significativas de la producción petrolera también comenzarán pronto a afectar la producción de gas asociado

Producción
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Los productores de petróleo y gas se han visto obligados a recortar los presupuestos y reducir la actividad de perforación, lo cual en los EE.UU. afectará la producción futura de hidrocarburos a medida que los campos existentes disminuyen naturalmente. Los operadores también cerraron algunos campos productores de petróleo, deteniendo a su vez su producción de gas asociada.

La demanda comercial e industrial de gas natural está disminuyendo a medida que la mayoría de los países del mundo han venido estableciendo restricciones de movilidad para limitar la propagación de la pandemia de Covid-19. En consecuencia, se estima que la demanda mundial de gas natural disminuirá en casi un 2% en 2020 como resultado de la menor actividad.

Al igual que la demanda de petróleo, también se espera que la demanda de gas sufra como resultado de la desaceleración. Sin embargo, los precios bajos están protegiendo la demanda de gas en cierta medida, ya que el combustible sigue siendo más competitivo que otras fuentes de energía, especialmente en el sector de la energía, donde el uso de gas se mantiene relativamente estable en la mayoría de los países.

El caso de la producción en Estados Unidos 

La perspectiva del gas natural seguirá siendo sombría hasta fines de 2020
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Rystad Energy estima que la producción de gas en los 48 estados de Estados Unidos, excluyendo el Golfo de México, alcanzará su punto más bajo en noviembre de 2020, a 82.5 billones de pies cúbicos por día (Bcfd) antes de que comience una lenta recuperación gradual en 2021. 

Las estimaciones en el caso base propuesto indican que la producción de gas disminuya cada mes hasta noviembre. Esto supone una reactivación gradual de los campos productores y se basa en las restricciones que Rystad observa de manera realista, en lugar de adoptar un enfoque analógico en toda la cuenca. 

Para poner la disminución en contexto, la producción de gas ya se había reducido en abril de 2020 a 88.9 Bcfd comparado con alrededor de 94 Bcfd, cifra correspondiente a noviembre de 2019. 

Mientras tanto, la producción de mayo se espera llegue a 86 Bcfd. Después del mínimo previsto para noviembre, se espera que la lenta recuperación que se anticipa, agregue alrededor de 1 Bcfd a mediados de 2021 y 1 billón de pies cúbicos por día más para fines de ese año. 

El efecto de los cierres de la producción petrolera 

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Como muchos productores centrados en el petróleo también están implementando reducciones significativas de la producción, es de suponer que esta pérdida también comenzará pronto a afectar la producción de gas asociada. 

Sin embargo, la producción de gas asociada no está disminuyendo tan rápido como el mercado había esperado que ocurriría, dice Artem Abramov, Jefe de Investigación de Esquisto de Rystad Energy. 

 Figura 1. Escenarios a corto plazo proyectados para producción de gas en EE.UU.

Figura 1. Escenarios a corto plazo proyectados para producción de gas en EE.UU.

La mayor parte de la reducción de la producción interanual de 11.5 Bcfd hasta noviembre ocurrirá debido al declive natural. Solo alrededor de 1.7 Bcfd de la disminución total sucederán debido a las reducciones de cierre. 

Esta perspectiva se basa en una recuperación gradual del precio del petróleo WTI en torno a los US$ 35 por barril y el precio del gas Henry Hub hacia US$ 2.5 por MMBtu en el primer semestre de 2021. 

La reactivación rápida requiere lograr precios estables de WTI en el rango de US$ 30 a US$ 35 por barril ya para el 3T-2020. 

Con una recuperación total en GNL y en la demanda interna, Rystad Energy espera entrar en 2021 con una oferta de al menos 6 Bcfd a 9 Bcfd más baja de lo que el mercado está en capacidad de absorber el próximo año. 

Los precios de Henry Hub se estima estarán en el rango de US$ 2.5 a US$ 3.0 por MMBtu, lo cual sería un precio que permitiría desencadenar la recuperación en las cuencas de gas, por lo que están bien posicionados para equilibrar el próximo déficit de suministro. 

 

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