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El escritor es director de investigación y cofundador de Energy Aspects.
Ahora muchos en los mercados energéticos creen que el presidente electo Donald Trump logrará hacer bajar los precios del petróleo, posiblemente incluso más que durante el mandato de Joe Biden.
El crudo Brent ha estado languideciendo en los 70 dólares durante los últimos meses. Esto a pesar de que los miembros del grupo OPEP+ acordaron en su última reunión frenar un aumento planificado de la producción, eliminando gran parte del superávit esperado para 2025. También a pesar de la probable postura dura de Trump hacia Irán, que probablemente conducirá a una caída en la disponibilidad de petróleo del país. Aunque bajo sanciones, las exportaciones iraníes de crudo y condensado alcanzaron hasta 1,8 millones de barriles por día bajo Biden, en comparación con 0,4 mb/d bajo Trump, según nuestros datos.
El equipo Trump parece creer que liberar la producción estadounidense podría mitigar el impacto del aumento de los precios debido a la pérdida del petróleo iraní. El problema es que no puede tener precios de energía bajos y una producción nacional récord de petróleo y gas porque los productores de esquisto estadounidenses necesitan precios más altos que hace ocho años para respaldar los argumentos de inversión para un crecimiento incremental del petróleo. Pero lo más fundamental es que el crecimiento de la producción estadounidense se está volviendo más gaseoso. La producción energética del país seguirá creciendo con fuerza, pero es posible que no tenga el mismo impacto que antes en los precios del petróleo.
De manera realista, la administración no puede agregar nada cercano a 3 mb/d de petróleo negro adicional durante los próximos cuatro años, como ha afirmado el candidato del Tesoro de Trump, Scott Bessent. Se trata de una cuestión de recursos más que de un problema regulatorio. Simplemente no hay suficientes barriles sin explotar disponibles para este ritmo de producción. Sólo esperamos un crecimiento de la producción de crudo durante el mismo período de 0,4 mb/d. Eso representaría un aumento del 3 por ciento con respecto a los niveles actuales.
La Casa Blanca sólo tiene unas pocas palancas para incentivar un crecimiento más rápido de la oferta. Puede permitir el arrendamiento adicional de superficies federales. Pero el inventario de superficie terrestre no arrendada es limitado y los arrendamientos en alta mar pueden requerir una década de trabajo antes de que se extraiga el primer barril. La reforma del sistema de permisos para nuevos proyectos energéticos podría, en teoría, acelerar la perforación en terrenos federales ya arrendados, pero puede resultar difícil de implementar incluso con un Congreso controlado por los republicanos debido a consideraciones legales, ambientales y tribales.
Facilitar el proceso de permisos para gasoductos podría permitir una mayor producción en Pensilvania. Y poner fin a la pausa introducida por Biden sobre las licencias para las exportaciones de GNL podría aumentar las ventas internacionales del gas desde EE.UU. hacia finales de la década. Los subsidios serían políticamente impopulares, aunque probablemente haya algunos cambios impositivos que podrían ayudar marginalmente a los productores estadounidenses. Pero los productores ya están dando señales de un crecimiento limitado. Chevron, el gran productor de más rápido crecimiento en el Pérmico en los últimos años, ha cortar Planeó desembolsos de inversión en el área para 2025 y no ha pronosticado ninguna aceleración en el crecimiento de la producción de petróleo. En cambio, el crecimiento se desacelerará a un solo dígito. La mayor parte del crecimiento Pérmico de Chevron el próximo año provendrá de áreas en Nuevo México que producen relativamente más gas y líquidos de gas natural, como el propano, que petróleo.
Una posible ventaja a tener en cuenta podría ser la producción respaldada por capital privado. Las tasas de interés más bajas y las recientes señales de la OPEP+ podrían alentar la expansión de esto. Pero las empresas públicas como Chevron siguen bajo presión de sus inversores para limitar el gasto en favor de los retornos para los accionistas.
Consolidación en el Pérmico también está desacelerando el desarrollo del petróleo crudo a medida que grupos más grandes compran otros más pequeños, agregando perspectivas a los inventarios de proyectos futuros. Y se espera que la producción en cuencas secundarias de esquisto como Bakken en Dakota del Norte/Montana y Eagle Ford en Texas disminuya a medida que los productores vayan más allá de las superficies de primer nivel.
El gas y los líquidos de gas natural crecerán mucho más rápido a medida que la capacidad adicional de exportación de GNL en construcción aumente los precios al aumentar la demanda en la Costa del Golfo, incentivando un retorno al crecimiento en las cuencas de la región de los Apalaches y alrededor de Haynesville en Luisiana/Texas. También vemos gas y NGL. creciente mucho más rápido en el Pérmico y en las cuencas donde hay una cohorte creciente de pozos de esquisto más antiguos. A medida que envejecen, estos pozos tienden a producir más gas que petróleo.
Por lo tanto, pronosticamos que la producción de gas aumentará 10 mil millones de pies cúbicos por día durante ese período (hasta 2028), junto con 0,6 mb/d de crecimiento de NGL. Eso equivale a 2,7 mb/d cuando se convierte a producción equivalente de petróleo en términos de contenido energético. En otras palabras, los 3 mb/d de los que habla Bessent son, en realidad, 3 mb/d de equivalente de petróleo al día, y los “equivalentes de petróleo” hacen la mayor parte del trabajo.
Jesse Jones, jefe de upstream de Energy Aspects, contribuyó a esta columna
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