La producción de petróleo y gas natural de Estados Unidos alcanzó niveles récord

A pesar de una disminución promedio anual del 4,6% en la actividad de perforación de EE. UU., la producción de petróleo crudo de EE. UU. aumentó a un máximo histórico de 12,93 millones de barriles por día en 2023, frente a un promedio de 11,88 millones en 2022 que aumentó un 8,8 por ciento en comparación con los barriles. El aumento de producción en 2023 fue de 11,88 millones de barriles por día. Los operadores estadounidenses están completando una gran cartera de DUC en tres importantes yacimientos de esquisto bituminoso. El WTI comenzó 2023 a 78,12 $/bbl, luego subió de manera constante a lo largo del año debido a las limitaciones de suministro de Rusia debido a la guerra en Ucrania, las tensiones en Medio Oriente y los recortes de producción de la OPEP+. El precio del petróleo WTI alcanzó un máximo anual de 89,43 dólares/barril en septiembre de 2023 y cayó hasta 71,90 dólares/barril en diciembre.

DRENAJE Y CONDENSADO

Como se señaló, la producción de petróleo de EE. UU. aumentó en 2023, con aumentos significativos en Nuevo México, con un promedio de 1,82 millones de barriles (+251.700 barriles), y Dakota del Norte, un aumento del 12% a 1,19 millones de barriles (+129.600 barriles), un aumento del 8,6 por ciento en Texas. 5,86 millones de bpd (+464.000 bpd) y Luisiana (incluidas aguas federales), que aumentó un 8,4% a 1,62 millones de bpd (+126.200 bpd) a medida que comenzó la actividad en el GOM. La correlación inversa, es decir, una menor actividad de perforación pero una mayor producción de petróleo crudo, se debe a una mayor eficiencia en las operaciones de esquisto de Estados Unidos y a las empresas que completan pozos en el extenso inventario DUC en Dakota del Norte, Nuevo México y Texas. En el área de Bakkan, los operadores completaron 208 pozos (-39%), mientras que en Eagle Ford se registró una disminución de 156 pozos en el archivo (-31%). Los operadores en la Cuenca Pérmica completaron 239 pozos, reduciendo en un 22% el número de pozos que fueron abandonados temporalmente.

estados occidentales. A pesar de varias iniciativas ecológicas de Colorado, la producción de crudo aumentó un 5,2% a 454.300 bpd en 2023, mientras que Wyoming aumentó un 6,7% a 265.700 bpd, 16.600 bpd más que en 2022. En California, la actividad comenzó a disminuir por primera vez. La producción del estado en 2015 sigue viéndose afectada negativamente, cayendo a 315.600 barriles en 2023, un 7,9% menos después de una caída del 7,3% en 2022. Un aumento del 21,4% en Utah llevó a ese estado a 153.400 bpd. La producción en Alaska cayó un 2,8% a 425.500 bpd en 2023 después de promediar 437.500 bpd en 2022.

En el medio continente, la producción en Oklahoma aumentó un 3,8% a medida que varios operadores completaron pozos de petróleo upstream en los yacimientos SCOOP y STACK del estado. Estos mayores productores comerciales impulsaron la producción del estado a 430.800 barriles en 2022 desde 415.100 barriles. A pesar de que prácticamente no hay actividad de esquisto, los operadores con sede en Kansas mantuvieron la producción de crudo en 75.300 barriles en 2023, un recorte del 3,1%. La perforación y la producción en Kansas deberían representar el 18% y el 16%, respectivamente, y el 90% (1.200) de los nuevos pozos apuntarían al petróleo. En Ohio, que produce más líquidos que sus vecinos, el número de nuevos permisos de perforación concedidos a empresas que exploran el esquisto de Utica aumentó significativamente en 2023 en comparación con los dos años anteriores. El aumento de la actividad ha impulsado la producción en el estado entre un 22% en 2022 (60.200 barriles por día) y un 39,9% en 2023, lo que convierte al estado de Buckeye en el mayor productor de petróleo de la región de los Apalaches, un 60% más que Virginia Occidental. (52.700 barriles).

GAS NATURAL

Los precios al contado de Henry Hub promediaron 2,54 dólares/MMBtu en 2023, un 60% más que en 2022 (6,42 dólares/MMBtu) debido a un exceso de oferta de gas de esquisto estadounidense. Ni siquiera las exportaciones confiables de GNL a Europa han ayudado a bajar los precios de las materias primas. Los precios alcanzaron un máximo de 3,27 $/MMbtu en enero, cayeron a 2,15 $/MMbtu en mayo y se recuperaron a 2,52 $/MMbtu en diciembre. La EIA proyecta que el precio spot promedio anual de referencia del Henry Hub en EE. UU. se mantendrá por debajo de $3,00/MMBtu en 2024 y 2025. Las reservas récord de producción y almacenamiento de gas natural significan que los precios del gas natural son menos de la mitad del promedio anual relativamente alto de 2022. La EIA pronostica que los precios spot de HH promediarán $2,70/MMBtu en 2024. La agencia espera que los precios de los HH aumenten a 2,90 dólares/MMBtu en 2025 a medida que aumenten las exportaciones de GNL.

Producción/almacenamiento de gas La EIA proyecta que la producción de gas natural seco de Estados Unidos aumentará de 4.000 millones de metros cúbicos por día en 2023 a 1.500 millones de metros cúbicos por día en 2024 y 1.300 millones de metros cúbicos por día en 2025. La desaceleración del crecimiento refleja la disminución de la producción de gas natural asociada a la producción de petróleo. En la cuenca de Perm. La producción de gas natural de Estados Unidos debería alcanzar los 105 mil millones de metros cúbicos por día en 2024 y los 106 mil millones de metros cúbicos por día en 2025; ambos serían niveles récord. La EIA estima que EE.UU. entra en 2024 con un 14% más de almacenamiento de gas natural que antes

promedio de cinco años. Si bien se prevé que el crecimiento de la demanda supere el crecimiento de la oferta este año en 700 millones de dólares por día, los inventarios siguen siendo lo suficientemente altos como para limitar una importante presión alcista sobre los precios. La EIA espera que las exportaciones totales de GNL de EE. UU. crezcan un 5% en 2024, de 11.800 millones de b/d en 2023 a 12,4 b/d.

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