Hidrocarburos no convencionales y su futuro inmediato
Todos observan con atención Norteamérica y vigilan
tecnológicamente cuál puede ser la próxima revolución en la industria de los
hidrocarburos. El impacto ya es notable pero solo durará aproximadamente 20
años. Luego las cosas pueden cambiar bien por proyección de nuevas tecnologías
en sectores claves como el transporte o la electricidad, bien por avances en el
paradigma del consumo inteligente o bien porque se habrán registrado más
descubrimientos en otras zonas no exploradas.
Hasta hace poco se tenía el convencimiento de que se
podía llegar a un límite. Como ya hemos dicho en otras ocasiones, la profecía
de Yamani (… no se acabará por falta de petróleo…) terminó imponiéndose.
Aparecen nuevos yacimientos, no son baratos, pero
aparecen. De paso, mercados gigantes como los asiáticos están sacando de la
pobreza a millones de ciudadanos que adoptan patrones de consumo
occidentalizados y presionan la demanda en esa región.
La aparición de los no convencionales llegó para quedarse
y tal vez el concepto mismo de no convencionales perdería sentido porque es muy
probable que se conviertan en convencionales con el paso del tiempo.
Este informe intenta abordar el fenómeno de los
hidrocarburos no convencionales determinando su naturaleza, cantidad, costes,
ubicación, futuro e impacto sobre el balance final de los mercados en los
próximos 20 años apoyándonos en estimaciones de prospectiva de la Agencia
Internacional de Energía y la Energy Information Administration.
Para la cuenca Atlántica y especialmente para Venezuela,
los próximos 20 años serán importantes, sobre todo porque el centro de gravedad
como todos sabemos estará al otro lado del Canal de Panamá. Muy lejos.
El Caribe con Venezuela, EEUU y México jugarán un rol
estelar, pero esto dependerá, en el caso de Venezuela, de su capacidad para
establecer marcos de eficiencia en su propia industria. El desafío está allí.
Solo hay que afrontarlo con madurez e integridad.
¿Qué son y cuánto
son?
La definición de los hidrocarburos no convencionales se
aplica a cualquier acumulación de petróleo o gas que necesita tecnologías de
producción diferenciadas a las que normalmente se han venido aplicando en la
industria petrolera. Con el tiempo, con la expansión de estas tecnologías el
concepto de no convencional variará, pero por ahora nos permite establecer
diferencias sustanciales entre la explotación tradicional de un recurso de
determinadas características físicas y la no tradicional de dicho recurso
químicamente similar pero con características físicas que dificultan su
extracción o procesamiento[1].
Las reservas recuperables de estos hidrocarburos no
convencionales (sin tomar en cuenta CTL y GTL) rondan los 3,2 billones de barriles.
Dicho volumen se equipara en la práctica a las reservas existentes de
hidrocarburos convencionales. En este punto hay que tener cuidado con el
concepto de reserva recuperable y la variabilidad de esta cifra dependiendo de
la tecnología disponible, costes y cotizaciones del mercado.
¿Cuáles son los
costes?
Para extraer un barril de crudos convencionales en el
Golfo Pérsico y el Norte de África, los costes resultan manejables y hacen
rentable el negocio al día de hoy. No obstante, el hecho de vencer la tasa de
declive implica un incremento en los mismos respecto a años previos. Por
ejemplo, las reservas petroleras convencionales en ambas regiones ascienden a
1,12 billones de barriles y sus costes de producción oscilan entre 10 y 25
dólares por barril.
En otras regiones, este coste varía. Los yacimientos
rusos, por ejemplo son técnicamente son similares en cuanto a su explotación
con los del Golfo Pérsico y Magreb, situándose en su mayoría bajo el rango de
costes de ambas regiones pero girando más a la banda superior. No obstante, los
yacimientos más complejos de tierra firme de reciente descubrimiento oscilan
entre los 10 y 70 dólares por barril.
En el caso de otros yacimientos repartidos por todo el
mundo para cuya explotación se requieran técnicas de recuperación secundaria,
incluyendo las de inyección de CO2, las de estimulación térmica (inyección de
vapor de agua) y la estimulación química, los costes, aunque dependientes de
las características de los campos pueden oscilar entre 20 y 80 dólares por
barril[2].
En el caso de los yacimientos de petróleo convencional en
aguas ultra-profundas, es decir con más de 1.500 metros antes de llegar al
lecho marino, se habla de unos costes que oscilan entre 70 y 90 dólares por
barril.
En proyectos de recursos extra-pesados y arenas
petrolíferas concentrados en Canadá, Rusia, Kazajstan y Venezuela, los costes
en instalaciones de tratamiento y mejoramiento, así como la mitigación de los
impactos medioambientales, se ubican entre 50 y 90 dólares por barril.
En el caso de la producción a partir de lutitas con
kerógeno (Kerogen oil) y de petróleo ligero de rocas compactas (light tight oil
o LTO), aún en etapa temprana de desarrollo, aunque más avanzado en EEUU, los
costes de producción se ubicarían en el caso de la primera entre 40 y 100
dólares por barril y en el caso de la segunda categoría entre 60 y 100 dólares
por barril.
Los costes en la producción de combustibles sintéticos a
partir del carbón (CTL) se estiman entre 45 y 105 dólares por barril equivalente
de petróleo debido a los distintos procesos industriales a los que se tiene que
someter. En el caso de combustibles sintéticos a partir del gas (GTL), los
costes pueden oscilar entre 60 y 105 dólares por barril equivalente de
petróleo.
¿Dónde están ubicados
estos recursos?
Prescindiendo de CTL y GTL cuya base distintiva está más
en los procesos que en la naturaleza de la ubicación de los recursos, los
países OCDE contienen el 16% de los recursos globales técnicamente recuperables
de crudos y líquidos de gas natural y 62% de los recursos no convencionales de
petróleo. En términos geográficos se habla preferentemente de América del
Norte, Europa del Este, Asia Central y Latinoamérica equilibrando poderes con
el Golfo Pérsico, región que concentra cerca de 42% de las reservas
convencionales.
Si bien el desarrollo más espectacular en petróleos no
convencionales está en Norteamérica y Venezuela, el desarrollo también es
previsible en otras regiones del planeta, incluyendo África y Oriente Medio.
La cantidad de petróleo no convencional in situ de las
arenas petrolíferas de Canadá se aproxima a 1,85 billones de barriles de los
cuales podrían recuperarse cerca de 800.000 millones de barriles.
En el caso del petróleo extra-pesado, especialmente en
Venezuela, se podría estar hablando de cerca de 1,36 billones de barriles in
situ y 500.000 millones de barriles recuperables.
Ambos recursos se pueden encontrar más allá de Venezuela
y Canadá, especialmente en Rusia, Kazajstán, Angola, Azerbaiyán, China, Madagascar,
Oriente Medio, Reino Unido y los EEUU. Se estima en 600.000 millones de
barriles recuperables.
En el caso de LTO, se ha logrado una escala comercial
significativa, especialmente en EEUU (áreas de Bakken o Eagle Ford), donde se
estiman reservas de 32.000 millones de barriles de barriles pero incluso la
Agencia Internacional de Energía proyecta que puede llegar a 58.000 millones de
barriles. A escala global se tiene la estimación conservadora de la Agencia
Internacional de Energía de reservas recuperables de 240.000 millones de
barriles de LTO. Algunas consultoras establecen esta cifra entre 300.000 y
600.000 millones de barriles, especialmente en Rusia, EEUU, China, Argentina,
Libia, Australia, Venezuela, México, Pakistán y Canadá.
Las reservas recuperables de lutitas con kerógeno
ascienden a 4,3 billones de barriles de petróleo, de las cuales cerca de un 25%
corresponde a depósitos comercialmente explotables. Después de EEUU, estos
recursos se encuentran en Jordania (30.000 millones de barriles), Australia
(12.000 millones de barriles), Estonia y China (4000 millones de barriles cada
uno) e Israel, Marruecos y Brasil (3.000 millones de barriles cada uno).
Cuando se habla de CTL, la disposición de recursos es
abundante pero requiere de elevadas inversiones para la implantar la tecnología
de procesamiento. La Agencia Internacional de Energía estima que con solo el
10% de las reservas de carbón a escala global se podrían obtener cerca de
300.000 millones de barriles de hidrocarburos líquidos de alta calidad. Es muy
posible que China e India, con grandes recursos de carbón terminen por lograr
implantar esta tecnología que dicho sea de paso ya cuenta con amplia un fuerte
despliegue en Suráfrica.
En el caso de GTL, los recursos recuperables de gas
natural útiles para GTL se contabilizan en 810 mil millones de metro cúbicos.
La transformación del 10% de este volumen mediante dicha tecnología se ubica en
280.000 millones de barriles de hidrocarburos líquidos. En este momento, tres
países, Qatar, Sudáfrica y Malasia, son los líderes en la capacidad de
producción existente seguidos por EEUU y Nigeria.
¿Qué es lo que va a
ocurrir con estos recursos?
La Agencia Internacional de Energía en sus últimas
estimaciones estima que la producción total de crudo convencional caerá
ligeramente durante el período 2014-2035 desde los 72 millones de barriles
diarios a los 67 millones de barriles diarios.
Esto implica que el porcentaje del crudo convencional en
la producción total de petróleo caerá del 80% de ahora a un 65% para el año
2035. En otras palabras, hay que buscar petróleo sea como sea y en eso está la
industria en no pocas ocasiones un paso adelante.
En ese sentido, se estima que la producción de líquidos
del gas natural crezca aproximadamente 40% entre 2014 y 2035 alcanzando la
cifra de 18 millones de barriles diarios para el último año. Es decir, 20% de
la producción global de petróleo.
La contribución del crecimiento de la producción del
petróleo no convencional pasará de 5 millones de barriles diarios a 15 millones
de barriles diarios en 2035. Este incremento estará compuesto por LTO de EEUU[3],
de las arenas petrolíferas de Canadá y de los petróleos extra-pesados de
Venezuela, suponiendo, desde luego, que Venezuela ponga orden en la gestión de
su estatal y el resto de la industria petrolera dedicada a este sector, hoy en
franca debilidad.
De la misma forma, se espera un incremento entre 2020 y
2035 de GTL en Qatar y América del Norte, así como la producción de CTL,
principalmente en China, África del Sur, Australia, Indonesia y EEUU.
Mientras tanto, las lutitas con kerógeno, a pesar de la
gran cantidad de recursos disponibles registrarán una tasa marginal de
crecimiento en la producción especialmente debido a los altos costes de
operaciones e impactos ambientales.
La producción No-OPEP seguirá creciendo hasta 2020 pero
es factible que se podría estancar a finales de la década de los 20. Los países
No-OPEP pasarían de tener un porcentaje actual de 57% en la producción global a
59% en 2020 y 54% en 2035.
En términos de proyección futura no se debe obviar la
presión social en los casos de explotación del gas de lutita (shale gas),
especialmente en respuesta a la implantación de la técnica de fracking o
fracturación hidráulica. Dicha presión podría afectar el despliegue de
proyectos futuros en muchos países como ya está ocurriendo y sería el
equivalente en cuanto a capacidad paralizadora de proyectos al petro-rentismo
ampliamente conocido en los países OPEP y que en términos fiscales políticos ha
tenido el mismo efecto que tendría la actual presión social y pro-ambiental, es
decir, paralizar el desarrollo de la actividad de la industria petrolera.
Igualmente el efecto de una sobreoferta no controlada y
la consecuencia de la innovación tecnológica o la evolución macro-económica de
los gigantes asiáticos, además de variables como el impacto del cambio
climático sobre India y China, tendrán un peso notable en el futuro del
equilibrio oferta-demanda de mercado de los hidrocarburos.
Precios por debajo de los 80 dólares por barril dejaría
fuera de rentabilidad muchos proyectos aguas profunda, extra-pesados, LTO, CTL
y GTL.
Todas las proyecciones indican que luego del empuje de
los no convencionales en 2020, el mayor peso de la oferta recaerá sobre los yacimientos
con crudos convencionales de Oriente Medio (Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait,
Qatar, Emiratos Árabes Unidos), los cuales podrían registrar un incremento
cercano de 7 millones de barriles diarios respecto a los niveles actuales. En
contraste, el incremento de la producción de petróleo convencional del resto de
los miembros de la OPEP (Angola, Argelia, Ecuador, Libia, Nigeria y Venezuela)
será de tan solo 1 millón de barriles diarios durante los próximos 20 años.
Dentro de la OPEP, los líquidos del gas natural serán el
principal contribuyente al crecimiento de su producción futura contabilizando a
3 millones de barriles diarios.
Ahora bien, si se toma en cuenta a los hidrocarburos no
convencionales, es destacable el rol futuro de Venezuela. Si PDVSA logra
recuperarse de su debilidad en la gestión del área de exploración y producción
y facilitan el trabajo de sus socios en la Faja del Orinoco, la producción del
país de no convencionales crecerá entre 1,7 y 2 millones de barriles diarios
dentro de 20 años.
La OPEP disminuirá su peso en el mercado durante la
década de los 20 pero comenzará a ganarlo a finales de dicha década.
¿Y cuál será el
balance futuro?
El balance al final de 2035 será positivo para Irak (se
espera que se recupere de su actual crisis), Brasil, Canadá, Kazakstán y EEUU.
Perderán peso Rusia, China, Noruega, Reino Unido, Omán, Azerbaiyán, Kuwait y
Argentina. Mantendrán el equilibrio Venezuela, Qatar, Arabia Saudita y Emiratos
Árabes Unidos.
El mercado girará a satisfacer la demanda aún concentrada
en el transporte y la petroquímica pero retrocederá con fuerza en el sector
electricidad si los precios se mantienen fuertes, lo cual hará competitiva a
fuentes alternativas.
El flujo comercial durante los próximos 20 años perderá
cada vez más fuerza en la Cuenca Atlántica y se concentrará al este del Canal
de Suez, es decir, Oriente Medio y Asia.
Se potenciará el transporte de productos refinados en ese
eje en la medida que tanto en Oriente Medio como en Asia-Pacífico se
fortalecerá la capacidad de refinación, en el último caso, en paralelo de la
propia capacidad de producción de materia prima.
Los dos principales importadores serán India y China con
11,7 millones de barriles diarios y 6,8 millones de barriles diarios
respectivamente mientras que la participación en el total de las importaciones
globales de EEUU descenderá notablemente. Semejante situación obligará a ambos
países asiáticos a implicarse, como de hecho ya lo comienza a hacer China, en
la seguridad de los corredores energéticos del Índico y Pacífico y
especialmente los estrechos, como el de Malaca, el cual pasará de registrar el
transporte de 13 millones de barriles diarios de hoy a 17,5 millones de
barriles diarios en 2035. La seguridad marítima en la región será sin duda
clave.
Economic Impacts of the Unconventional Oil and Gas Revolution
[1] El petróleo
no convencional incluye las siguientes clasificaciones: 1) Lutita con kerógeno (“kerogen shales” o “oil shales”): Trata de un
tipo de rocas sedimentarias de grano fino principalmente integradas por
partículas de tamaño arcilla o limo, de muy baja permeabilidad que contienen
una mezcla de componentes orgánicos sólidos denominada kerógeno, a partir de la
cual, por calentamiento (hasta unos 500ºC), pueden obtenerse hidrocarburos
líquidos (“kerogen oil”). Son rocas madres inmaduras que no han llegado a
producir petróleo porque durante su enterramiento no se han visto sometidas a
las condiciones mínimas de temperatura requeridas para la génesis de petróleo o
gas, 2) Petróleo ligero de rocas
compactas (“light tight oil” o LTO): Refiere a crudo ligero atrapado en
rocas sedimentarias de baja permeabilidad y porosidad (lutitas, areniscas y
calizas). Son rocas madre de hidrocarburos, ricas en materia orgánica, las
cuales tras sufrir un proceso de maduración térmica adecuado han generado
petróleo. Parte de este se encuentra todavía en la roca, aunque otra parte
puede haber migrado verticalmente acumulándose en yacimientos convencionales.
Como los fluidos no pueden moverse a través de rocas de baja permeabilidad, la
producción comercial del petróleo que contiene requiere de técnicas avanzadas
como la fracturación hidráulica (o “fracking”) y la perforación de sondeos
horizontales multilaterales. 3) Arenas
petrolíferas o arenas asfálticas (“oil sands” o “tar sands”): Se trata de
rocas sedimentarias no consolidadas mayoritariamente formadas por partículas de
tamaño arena, aglutinadas por una variedad densa y extremadamente viscosa de
petróleo, técnicamente conocida como bitumen. Existen diversas tecnologías para
extraer el bitumen de las arenas. Cuando estas están cerca de la superficie, se
explotan mediante minería, usando enormes palas y camiones volquete. A
continuación, se extrae el bitumen utilizando agua caliente y sosa cáustica,
para finalmente tratarlo mediante un proceso (“upgrading”) que da lugar a un
crudo sintético que se envía a una refinería. Las mayores reservas y recursos
de arenas petrolíferas se concentran en Canadá, principalmente en Alberta, 4) Petróleos extra-pesados (“extra-heavy
oils”): Todos los petróleos con gravedad API por debajo de 20° se
consideran no convencionales, lo que incluiría en esta categoría, a los
denominados petróleos extra-pesados. Se utilizan diversas técnicas avanzadas de
perforación que consiguen reducir la viscosidad lo suficiente para que el
petróleo pueda fluir a la superficie. La mayor acumulación de petróleos
extra-pesados se concentra en la Faja del Orinoco en Venezuela, 5) Líquidos del carbón y del gas natural
(“coal-to-liquids” o CTL y “gas-to-liquids” o GTL): Incluye combustibles
sintéticos (“synfuels”) derivados de la conversión del carbón o del gas
mediante la reacción de Fisher-Tropsch.
[2] En el caso de
inyección de CO2, se podría ahorrar costes si el proyecto de desarrollo se
llega a beneficiar de créditos de carbono por secuestro de CO2 y su
almacenamiento en el subsuelo.
[3] Existen
muchos indicios de que Norteamérica, especialmente, EE.UU. acompañado de
Canadá, continuarán dominando la producción mundial de LTO. En otras partes del
mundo, la AIE estima que muchos países intenten reproducir el éxito de EE.UU.,
de tal manera que en 2035 la producción en Rusia podría alcanzar los 450.000
barriles diarios, mientras que en Argentina podría situarse en torno a los
220.000 bd y en China en los 210.000 bd. Sin embargo, muy probablemente, en el
resto de países la producción apenas será del orden de algunas decenas de miles
de barriles diarios, reflejando las barreras regulatorias y la ausencia de una
atmósfera innovadora y competitiva en el sector de exploración y producción, lo
que mantendría los costes de extracción por encima de los niveles propicios
para atraer inversiones significativas.
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