El corazón del milagro energético de EEUU se queda sin trabajadores, equipo y dinero

En Midland, Texas, el yacimiento petrolífero más prolífico de Estados Unidos se está quedando sin los trabajadores, el dinero y los equipos necesarios para producir más petróleo.

En la Cuenca Pérmica, la extensa región rica en petróleo que abarca el oeste de Texas y el sureste de Nuevo México, los perforadores se enfrentan a largos retrasos y a una fuerte competencia por todo, desde los obreros hasta el acero y las bombas de 'fracking'.

Se trata de la única región en la que se espera que la producción de crudo de EEUU aumente significativamente este año, y la administración de Biden espera que la producción allí pueda ayudar a aliviar los altos precios en el surtidor. Pero, según los ejecutivos y analistas del sector energético, las crecientes dificultades de la cadena de suministro están limitando la producción de los 'frackers', a pesar de que los precios del petróleo son los más altos de los últimos siete años.

A diferencia de la última vez que el petróleo alcanzó unos 100 dólares por barril, la amplia industria de servicios de los proveedores de acero, los operadores de equipos de perforación y las empresas de 'fracking' que se encargan de los pozos de los productores de esquisto ya estaba desnutrida cuando entró en el ciclo de precios actual. Las empresas de servicios dejaron de utilizar grandes flotas de equipos durante la pandemia y los inversores siguen desconfiando del sector, por lo que las empresas carecen de capital y son reacias a invertir en nuevas flotas de 'fracking' y equipos de perforación.

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Se espera que los perforadores estadounidenses aumenten la producción nacional de petróleo en torno a un 8% con respecto al año pasado, hasta unos 12,6 millones de barriles diarios en diciembre, según la Administración de Información Energética (EIA, por sus siglas en inglés), y los analistas opinan que la mayor parte de ese crecimiento procederá de la Cuenca Pérmica. En cambio, en 2014, la última vez que los precios del petróleo superaron los 100 dólares por barril, la producción estadounidense creció unos 1,6 millones de barriles diarios, casi un 20% a lo largo del año, según la EIA.

Varios factores están frenando la producción, entre ellos la decisión de los productores que cotizan en bolsa de devolver más efectivo a los inversores y limitar el gasto en crecimiento, así como el rápido agotamiento de algunos de los mejores pozos de esquisto. Ahora, los atascos en la cadena de suministro hacen que las empresas de esquisto que quieran aumentar su producción tengan dificultades para hacerlo.

Los atascos han obligado a algunos productores de esquisto a interrumpir sus operaciones durante días, semanas o incluso meses mientras esperan la llegada de tuberías de acero, de las que actualmente hay una pronunciada escasez en la Cuenca, o a sustituir a los trabajadores, muchos de los cuales no han vuelto al sector desde la pandemia. Los ejecutivos cuentan que hay casos en los que cuadrillas enteras han abandonado proyectos sin finalizar en busca de sueldos más altos.

"Si alguien llegara, pusiera una pila de dinero sobre la mesa y me dijera, 'perfore un pozo la semana que viene', no lo haría", sostiene Jamie Small, presidente de la productora de petróleo Element Petroleum III, respaldada por un fondo privado. "Es simplemente imposible conseguir el material para hacerlo".

Incluso con los precios del petróleo por las nubes, sería difícil encontrar los recursos para aumentar esa cifra hasta 15 o 18 pozos

Element tardó un mes en reemplazar a un equipo que abandonó su trabajo de 'fracking' en varios pozos de la empresa para irse a un trabajo mejor pagado, cuenta Small. La mayoría de las empresas de 'fracking' que Element intentó contratar le pedían que se abasteciera por su propia cuenta de arena, un ingrediente clave utilizado para abrir fisuras en las rocas que contienen combustibles fósiles, lo que resultaba demasiado caro. Al final contrató a dos empresas más pequeñas que empezarán a trabajar el mes que viene.

Según Small, su empresa pretende perforar entre 10 y 12 pozos este año. Incluso con los precios del petróleo por las nubes, sería difícil encontrar los recursos para aumentar esa cifra hasta 15 o 18 pozos.

Steve Burleson, presidente de Burleson Petroleum, cuenta que podría tener que esperar como mínimo nueve meses para obtener un cable eléctrico subterráneo para partes de sus operaciones en el campo petrolífero, a raíz del cierre de una planta que fabrica estas piezas. Mientras tanto, su otra opción es pagar 35.000 dólares más al mes en energía para hacer funcionar un generador que tendrá que consumir casi 2.300 litros de diésel al día.

Burleson manifestó que le preocupa que los problemas de la cadena de suministro hagan subir los costes más allá de su presupuesto estimado de 11 millones de dólares para un nuevo pozo que está planeando perforar el próximo mes. Este pozo ya es un 35% más caro que el último pozo que su empresa perforó en diciembre.

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Ann Fox, directora ejecutiva de Nine Energy Service, explica que, en los últimos tres años, el gasto de capital del sector de servicios de los campos petrolíferos ha caído aproximadamente un 70% en comparación con el trienio 2017-2019. Añade que los profundos recortes presupuestarios durante la pandemia llevaron a las empresas a dedicar la mayor parte de su presupuesto al mantenimiento de los equipos existentes en lugar de construir nuevas herramientas. Esto causó una escasez de equipos de 'fracking' y de plataformas de perforación en la Cuenca Pérmica.

Los ejecutivos cuentan que las tarifas diarias de los equipos de perforación han alcanzado los 30.000 dólares, casi el doble del coste del año pasado. La semana pasada, Kurt Bailey, director de operaciones de la empresa perforadora Patterson-UTI Energy Inc., declaró que su empresa ha desplegado prácticamente todos los 56 equipos de perforación de alta gama de los que dispone localmente por diferentes partes del Pérmico, y solo tiene un puñado de modelos más antiguos inactivos.

Asimismo, el precio de los tubos de acero utilizados en la perforación y de la puesta en marcha de pozos petrolíferos ha subido considerablemente en los últimos meses. Los ejecutivos también explicaron que los distribuidores de acero de la Cuenca tienen poco inventario y suelen enviar sus tuberías de acero a las compañías petroleras poco después de recibirlas.

Diamondback Energy Inc., uno de los mayores productores de petróleo de la Cuenca Pérmica, ha visto dispararse los costes de las tuberías de acero, ya que los precios del acero en Estados Unidos han subido casi un 40% desde finales de 2020. Diamondback tiene intención de mantener aproximadamente la producción de petróleo este año, pero si tratara de aumentar la producción, tendría que hacerse con los equipos de rivales más pequeños pagando precios más altos, según informó el director de operaciones, Daniel Wesson.

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Según Wesson, la dinámica ha creado un juego de suma cero en la Cuenca, donde la decisión de crecer de un productor se implementaría a expensas de un competidor, y sería poco probable que elevara la producción neta de la región.

"Si decidiéramos dedicarnos al crecimiento ahora mismo, cualquier estrategia que adoptásemos sería inflacionaria", afirmó.

Las empresas estadounidenses de esquisto han desplegado unas 250 flotas de 'fracking' a lo largo de los campos de petróleo de la nación, y solo quedan de 15 a 25 más disponibles, explica Robert Drummond, director general de NexTier Oilfield Solutions Inc., una gran empresa de 'fracking'.

Drummond afirma que su empresa cree que, hasta que las empresas construyan más equipos de 'fracking', el crecimiento de la producción de petróleo de EEUU alcanzará un máximo inferior al millón de barriles diarios.

Los ejecutivos de la industria, incluida Halliburton Co, la mayor empresa de servicios de Estados Unidos, sostienen que los déficits podrían prolongarse hasta 2023 si las empresas de servicios de los campos petrolíferos siguen optando por inversiones de capital bajas y relegando el gasto al mantenimiento de equipo en lugar de a la construcción.

"El capital disponible para los servicios de campos petrolíferos no es suficiente para marcar una diferencia significativa" en la cadena de suministro de petróleo, afirma Casey Maxwell, vicepresidente de la Cuenca Pérmica para Halliburton.

*Contenido con licencia de 'The Wall Street Journal'.