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Los productores del Permian no están cerrando pozos petroleros con gas natural asociado a pesar de que el precio regional del gas en Texas ha estado por debajo de cero desde principios de marzo.
Los principales operadores de oleoductos en la cuenca del Permian aún no han visto ningún efecto de los precios negativos del gas en el hub de Waha, en el oeste de Texas, en la actividad, ya que los productores buscan maximizar las realizaciones de petróleo a precios del crudo West Texas Intermediate por encima de los $80 por barril.
Pero el punto de referencia del gas natural en EE. UU., Henry Hub, ha estado por debajo de $2.00 por millón de unidades térmicas británicas (MMBtu) desde principios de febrero debido a la débil demanda invernal debido a un clima más suave, una producción récord a finales de 2023 y un inventario de gas natural más alto de lo normal.
Los precios del gas natural en el hub de Waha cayeron a un valor negativo de -$2.00 por MMBtu en abril debido al reciente aumento de los precios del petróleo que impulsaron a los productores a poner en funcionamiento pozos perforados pero no completados. Los precios del hub de Waha se mantuvieron por debajo de cero durante la mayor parte de marzo y abril debido a una alta producción y a una capacidad insuficiente de transporte.
El precio en el Hub de Waha subió $1.25 en la última semana reportada, pasando de -$1.18/MMBtu a $0.07/MMBtu el 24 de abril, siendo solo el segundo día en que el precio estuvo por encima de cero desde el 1 de abril, según datos de la EIA.
Los precios negativos del gas en Waha y el exceso de suministro están creando un problema para los productores del Permian en cuanto a cómo deben desechar parte del exceso de producción de gas natural.
La capacidad de transporte ha estado limitada en las últimas semanas debido a algunas labores de mantenimiento, pero se espera que más oleoductos comiencen a operar en los próximos meses para aliviar potencialmente el exceso ya que la demanda de exportaciones de GNL desde la costa del golfo de EE. UU. seguirá aumentando en los próximos años.
Por el momento, el Permian mantiene la producción de gas natural relativamente estable o ligeramente más baja que a principios de año, pero las plataformas no han disminuido en la cuenca petrolera más prolífica de EE. UU., a diferencia de las gigantescas cuencas de gas de esquisto como Appalachia y Haynesville en el este de Texas y el oeste de Luisiana.
"Básicamente, no se ha visto ningún efecto de los bajos precios del gas natural", dijo Anthony Chovanec, Vicepresidente de Fundamentales y Evaluación de Suministros en Enterprise Products, en la llamada de ganancias del gigante de oleoductos de esta semana.
"Si miras lo que impulsa la economía de los productores en el Permian, no es el gas natural. Y, sabes, lo que hemos visto en los precios del gas natural no va a hacer que la gente cierre o incluso reduzca la producción relacionada con el gas natural en este momento," dijo Chovanec a los analistas.
"Pero si miras los recuentos de plataformas en el Permian, desde principios de año, están tan estables como pueden estar. En realidad, lo mismo puede decirse del Eagle Ford. Ves recuentos de plataformas a la baja en Haynesville y también algo en Appalachia, pero no en tus cuencas de plataformas petroleras."
En las cuencas de plataformas petroleras, los productores no se apresuran a impulsar la producción de petróleo a precios del crudo WTI por encima de los $80, en parte debido a los bajos precios del gas natural. Pero tampoco están reduciendo la producción, ya que están interesados en seguir bombeando petróleo y el gas natural asociado que conlleva.
Algunos productores de petróleo y gas en Texas han aumentado significativamente en las últimas semanas el número de solicitudes a la Comisión de Ferrocarriles de Texas (RRC) para permitir la quema de gas en algunas operaciones, ya que los bajos precios del gas natural y un exceso de suministro presentan desafíos a los perforadores sobre cómo deshacerse del gas no deseado. RRC, el regulador de la industria del petróleo y el gas de Texas, aprobó la semana pasada hasta 21 solicitudes de productores para estar exentos de las normas que prohíben o limitan la quema, informó Reuters el martes.
La empresa de infraestructura de mediados de corriente MPLX espera una capacidad adicional de transporte fuera del Permian, aparte del oleoducto Matterhorn que se espera entre en servicio en el tercer trimestre de este año, dijeron los principales ejecutivos de MPLX en la llamada de ganancias de esta semana.
"Habrá más capacidad de transporte fuera de la cuenca," dijo el director ejecutivo de MPLX, Michael Hennigan.
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Las exportaciones de GNL desde la costa del golfo serán un gran atractivo para el gas natural producido en el Permian, agregó el vicepresidente senior de MPLX, David Heppner.
"Tienes la demanda proveniente de estas instalaciones de GNL en la costa del golfo, la mayoría de ellas respaldadas por contratos de compra de 20 años, lo que es un atractivo a largo plazo," dijo Heppner, añadiendo que "claramente se necesita una capacidad incremental con los barriles que salen del Permian a la costa del golfo."
Por Tsvetana Paraskova para Oilprice.com
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