El futuro nos alcanzó. Notas sobre el cambio energético de Norteamérica




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Nexos. Junio 2013

El futuro nos alcanzó. Notas sobre el cambio energético de Norteamérica

Adrián Lajous
Adrián Lajous. Presidente de la Junta de Gobierno del Oxford Institute for Energy Studies. Fue director general de Pemex entre 1994 y 1999.
Agradezco la lectura cuidadosa de una versión preliminar de este texto y sus acertados comentarios a Juan Carlos Boué, Bernardo de la Garza, Francisco Flores Macías y Pedro Haas. Los errores son mi responsabilidad exclusiva.
Cambios paradigmáticos en la industria de los hidrocarburos de Norteamérica modifican aceleradamente el contexto en el que se desenvuelve el sector energético mexicano. Sus primeros síntomas se confundieron con los efectos de la crisis financiera de 2007-2008 y de la gran recesión de 2009; y la velocidad del cambio hizo difícil cobrar conciencia del mismo, así como anticipar sus consecuencias inmediatas. Aún están por delinearse sus principales repercusiones geopolíticas. Para México su alcance trasciende a la industria petrolera, y el diseño de la reforma y de la nueva estrategia energética suponen una buena comprensión de las discontinuidades que se han dado en el contexto externo y las que están por venir. Cambios fundamentales en las condiciones de la oferta y de la demanda de hidrocarburos, así como en el nivel y la estructura de sus precios, son el producto de múltiples causas que es necesario descifrar. Son parte de un reordenamiento global ocasionado por el rápido crecimiento de la producción de petróleo y gas natural en Estados Unidos y Canadá, así como por la expansión de la demanda de hidrocarburos en Asia y el Medio Oriente, que han modificado el flujo y la dirección de su comercio internacional.

Se configura un nuevo patrón de integración energética en Norteamérica. Estados Unidos desplaza importaciones de gas natural de Canadá y de petróleo crudo de México; los dos primeros países se preparan para exportar gas natural licuado y Estados Unidos tenderá a flexibilizar la prohibición a las exportaciones de crudo, en la medida en que siga comprimiendo sus importaciones. Por su parte, Canadá continuará incrementando sus exportaciones de crudo a su vecino, pero se verá obligado a exportar gas licuado a Asia, dado el pronunciado desplazamiento de sus exportaciones terrestres en Estados Unidos. México, a su vez, tendrá que colocar excedentes exportables decrecientes de petróleo crudo fuera de Norteamérica e incrementará sus importaciones de productos petrolíferos y de gas natural de Estados Unidos.

Comienzan a percibirse con mayor nitidez los cambios globales en la dirección del comercio internacional de los hidrocarburos y algunas de sus implicaciones. La cuenca del Atlántico tiende a volverse superavitaria mientras que la del Pacífico incrementa sus importaciones. En esta transición, la estructura de precios internacionales del petróleo enfrenta una importante paradoja: el principal precio de referencia es el del crudo Brent, que se forma en el Atlántico, mientras que las señales de mercado más dinámicas provienen del Lejano Oriente, región importadora de última instancia. A su vez, los precios internacionales del gas natural están fuertemente vinculados al del Brent, mientras que los que rigen en Norteamérica obedecen a la competencia en el mercado regional de gas. Por ahora resulta difícil prever cómo se resolverá esta paradoja.

Unos cuantos hechos llaman la atención sobre la magnitud, hasta ahora, de estos cambios:

  1. La producción estadunidense de petróleo crudo en 2012 aumentó al ritmo anual más elevado de su historia, alcanzando a principios de 2013 una producción superior a siete millones de barriles diarios, sólo superada por la proveniente de Arabia Saudita y de Rusia.

  2. La importación neta de hidrocarburos líquidos de Estados Unidos disminuyó 40% entre 2005 y 2012, y las importaciones netas de gas natural cayeron 60% en el periodo 2008-2012.

  3. En 2011 Estados Unidos volvió a ser exportador neto de productos refinados, por primera vez desde 1949.

  4. En 2012 Canadá exportó a Estados Unidos, en términos netos, 2.6 millones de barriles diarios de hidrocarburos líquidos, cifra tres y media veces superior a la de México. Desde el año 2000 se convirtió en la principal fuente de importación de Estados Unidos, superando de manera creciente a Arabia Saudita, a Venezuela y a México.

  5. La exportación neta de hidrocarburos líquidos de México descendió de un máximo de un millón 800 mil barriles diarios a 735 mil barriles diarios en 2012, una reducción del 60%. En ese año el valor de la importación neta de productos petrolíferos del país equivalió a más de la mitad del valor de las exportaciones de crudo.

  6. En 2012 las importaciones netas de gas natural de México ascendieron a 2.1 miles de millones de pies cúbicos diarios, cifra equivalente al 45% de la producción nacional de gas seco.

  7. En 2012 China se convirtió en el segundo consumidor más grande de hidrocarburos del mundo, sólo superado por Estados Unidos.


Estos cambios en el contexto externo deberán considerarse plenamente en la articulación de estrategias y planes de negocios de la industria petrolera mexicana, en las estrategias nacionales de energía y en materia de planeación hacendaria. Una discusión amplia de dichos cambios y de sus probables consecuencias aún está por darse.

Este artículo consta de cinco secciones. En la primera se describe la evolución reciente de las reservas y la producción de petróleo crudo y gas natural en los tres países que integran Norteamérica. Enseguida se plantean los desequilibrios logísticos ocasionados por cambios regionales de la demanda y la oferta de hidrocarburos, así como su impacto en la formación de precios. Posteriormente, se examina el desplazamiento en Estados Unidos de importaciones de petróleo crudo que llevarán a México a revisar su estrategia de comercio exterior. En una cuarta sección se derivan algunas de las principales implicaciones de este cambio de circunstancias para la industria de refinación en México. Por último, se presentan algunas conclusiones.
Producción y reservas
La dinámica de la producción de petróleo y gas natural en Canadá y Estados Unidos es producto de cambios tecnológicos que modificaron las estimaciones de su potencial, aumentaron sus reservas y han permitido extraer recursos no convencionales en diversas provincias petroleras de la región. El gas y los hidrocarburos líquidos provenientes de lutitas y de arenas compactas de baja permeabilidad1 se volvieron económicamente viables gracias a la aplicación conjunta de nuevas técnicas de fracturación hidráulica, de perforación horizontal de pozos y de cambios complementarios en la operación de campos petroleros, así como a los altos precios del petróleo. La longitud lateral de la perforación en campos no convencionales es de mil 500 a dos mil metros y el número de segmentos de fracturación usual es de 15 a 20. La terminación y estimulación de los pozos se hace de manera cada vez más controlada. El vigoroso incremento de la producción que se ha registrado en los últimos años no tiene precedente, al igual que la mayor eficiencia en la perforación, al maximizarse el contacto del pozo con el intervalo productor del yacimiento. Avances técnicos y mejores prácticas operativas han modificado la economía de la producción de hidrocarburos, transformando recursos in situ en reservas recuperables.

La extracción económica de las arenas bituminosas de Canadá ha supuesto también cambios tecnológicos significativos. Dos son los principales métodos utilizados: el desarrollo de grandes minas a cielo abierto y la extracción in situ, mediante la inyección de vapor para separar el bitumen que se encuentra en el subsuelo y bombearlo a la superficie. El primero de estos mecanismos es el que ha predominado hasta ahora, pero la creciente profundidad de las reservas hacen necesaria la extracción in situ que cuenta, a su vez, con dos técnicas predominantes: el drenado gravitacional con vapor (SAGD) y la inyección cíclica de vapor (CSS). Los altos costos de extracción han tendido a aumentar, por lo que la producción de crudo pesado de estas arenas es muy sensible al nivel de precios del petróleo. Una parte de la producción se comercializa como crudo pesado y otra es procesada para transformar el bitumen en crudo sintético, con un peso específico intermedio. Hoy en día más de la mitad de la producción de petróleo de Canadá se extrae de esquistos bituminosos. En cambio, el crudo convencional se obtiene de campos maduros que tienden a declinar.

El incremento reciente de la producción petrolera de Estados Unidos es atribuible a yacimientos no convencionales de lutitas y de arenas compactas. Destacan tres grandes formaciones: Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford en el sur de Texas y la cuenca Permian en el oeste de Texas. En los últimos tres años —de 2010 a 2012— la producción de petróleo crudo en ese país aumentó 21%. Los incrementos de Texas y Nordakota compensaron con creces la baja de la producción mar adentro, en el Golfo de México. La cuenca de Permian ha sido explorada durante más de un siglo, pero en fechas recientes se ha trabajado en nuevas zonas productoras y utilizado una mejor tecnología para la explotación de arenas compactas. En las formaciones de lutitas de Eagle Ford y de Bakken es donde la producción ha aumentado más rápidamente. Una estimación cuidadosa sobre bases explícitas2 establece que la producción en Bakken en el cuarto trimestre de 2012 fue de 720 mbd y la de Eagle Ford de 600 mbd, pronosticándose que la producción de ambas se igualará en el cuarto trimestre de 2013, a un nivel más elevado. A su vez, en 2012 la producción de crudo pesado en el occidente de Canadá fue de 1.3 mmbd y el National Energy Board de ese país estima que ésta aumentará 13% en 2013.3
No resulta prudente extrapolar a mediano y largo plazos estos ritmos de expansión. Una característica sobresaliente de los pozos en yacimientos no convencionales son sus muy elevadas tasas de declinación a partir de la producción inicial. Las tasas de declinación en el primer año de producción son entre 50% y 80%. La aritmética de la declinación rápidamente se impone, obligando a incrementar el ritmo de la perforación para mantener el nivel de la producción del campo en cuestión. Con el tiempo la producción se desplaza a secciones de la formación menos productivas, por lo que la calidad de los pozos tiende a degradarse, nulificando mejoras en la eficiencia en la perforación y terminación de los mismos.

En Estados Unidos las reservas probadas de gas natural comenzaron a crecer de manera extraordinaria a partir de mediados del decenio de los años 2000. Se han registrado ocho incrementos anuales consecutivos. Más recientemente, el desarrollo de crudo en lutitas y en arenas compactas revirtió más de dos décadas de disminución de las reservas probadas de petróleo. A fines de 2010, las reservas de gas seco superaron los 300 trillones de pies cúbicos4(Tcf). El gas de lutitas contribuyó a cerca de un tercio de éstas. En cuanto al crudo, las reservas probadas superaron en la misma fecha los 25 mmmb. Estos incrementos permitieron elevar la relación reservas a producción de gas natural a 13 años y las de petróleo a 11 años. Aún más impresionante es el aumento en las estimaciones de recursos técnicamente recuperables de petróleo y gas del US Geological Survey, gracias a la incorporación de recursos no convencionales. Éstas ofrecen una perspectiva muy atractiva a mediano y largo plazos.

En cambio, en el caso de México las reservas probadas de petróleo crudo disminuyeron 29% a partir del 1 de enero de 2004, de acuerdo a criterios uniformes de la U.S. Securities and Exchange Commission (SEC). Anteriormente se utilizaron métodos de estimación diferentes, pero en todos los años desde 1999 las reservas probadas cayeron. Sólo en 2012 tuvieron un incremento de medio punto porcentual. En ese año la tasa de restitución observada fue de 101% y la relación reservas a producción se acercó a los 11 años debido, fundamentalmente, a la caída de la producción. A los niveles de producción de 2004 la tasa de restitución hubiera sido de 88% y la relación reservas a producción de ocho años. En cuanto al gas natural, en 2012 la tasa de restitución observada fue de 94% y la relación reservas a producción de sólo siete años.5 No cabe duda que ha habido cierta mejora en estos indicadores, pero ésta ha sido mucho más modesta que la proclamada por Pemex. Por otra parte, las estimaciones de recursos prospectivos tienen una baja credibilidad en la medida de que Pemex no haya publicado sus métodos de estimación, los supuestos centrales en las que éstas descansan y las fuentes de información.

Entre 2004 y 2012 la producción total de petróleo crudo en México disminuyó en 835 mbd. En estos ocho años la notable caída de la producción de crudo pesado marcó la evolución de la industria petrolera mexicana. El colapso productivo del campo Akal, en el complejo Cantarell, fue espectacular. La producción cayó 89%. La baja fue de casi un orden de magnitud al pasar de un poco más de dos mmbd a cerca de 235 mbd. A pesar de que Pemex anunció desde hace tiempo su estabilización, la declinación continúa a un ritmo acelerado: en 2012 la tasa observada de declinación superó el 25%.6 La menor producción de Akal fue parcialmente compensada por la del complejo Ku-Maloob-Zaap, el cual aumentó su producción a 855 mbd en 2012. Aún así, la baja total de la producción de crudo pesado fue de 1.1 mmbd en este periodo. En cuanto a la producción futura, preocupa que KMZ haya alcanzado su producción máxima. Los pronósticos respecto al tiempo que la producción se sostendrá a los niveles actuales y los relativos al perfil de su declinación resultan críticos, pues no va a ser fácil compensar su eventual caída, en adición a la de Cantarell, con la producción de otros campos de crudo pesado y extrapesado que aún no se desarrollan.

A corto y mediano plazos prevalece un alto grado de incertidumbre respecto al perfil de la producción de petróleo de México, y de su composición por tipo de crudo. El nivel y la estructura de su exportación son aún más inciertos al depender, además, del comportamiento de las refinerías del país. El incumplimiento de programas y metas de producción primaria en los últimos ocho años no son un buen augurio respecto a los pronósticos que hoy se ofrecen. Todo esto incide, necesariamente, sobre las expectativas y el diseño estratégico. Pemex anunció recientemente que en 2018 producirá tres mmbd de petróleo crudo, un incremento neto de 450 mbd respecto al registrado en 2012. La expansión bruta tendrá que ser mayor para compensar la declinación de campos maduros. Pemex aún no documenta los proyectos específicos que permitirían alcanzar dicha meta. Difícilmente podrá hacerlo antes de que se apruebe la reforma energética y se formule un nuevo plan de negocios. El anterior, aprobado en julio de 2012, preveía una producción de 2.882 mmbd en 2017.

La producción de crudo en aguas profundas no tendrá un efecto material relevante en ese plazo. Tampoco lo podrá tener la extracción de aceite en formaciones de lutitas. Un plazo efectivo de menos de un quinquenio resulta excesivamente ambicioso, dada la experiencia en otras provincias petroleras. Pasar de la fase de exploración incipiente a la de producción requiere más tiempo, una vez delimitados campos recién descubiertos y resueltos complejos obstáculos institucionales. Los contratos de servicios de producción que actualmente se licitan en Chicontepec podrán aportar sólo una fracción reducida del incremento propuesto. El peso principal del esfuerzo expansivo recaerá, muy probablemente, sobre nuevos campos en aguas someras del litoral de Tabasco. Por lo que hace al gas natural, Pemex prevé que a mediados de 2015 concluirá el proyecto Lakach, en aguas profundas frente a Coatzacoalcos, cuya administración otorgó a Petrofac en marzo de 2013. La capacidad de producción proyectada es de 400 mmpcd. A más corto plazo, va a ser difícil romper la inercia de la producción de petróleo crudo y de gas natural. Desde 2009 la extracción de crudo se ha mantenido estancada, aunque con una ligera tendencia a la baja. En el caso del gas natural la declinación ha sido más marcada. Todo parece indicar que en 2013 la producción de crudo se sostendrá al mismo nivel que la del año anterior y la de gas continuará a la baja.7

Ante el aumento excepcional en la oferta estadunidense, la demanda de petróleo crudo en ese país se contrajo, inicialmente debido a la gran recesión económica y, más recientemente, a cambios estructurales de naturaleza demográfica, nuevos patrones de asentamiento urbano y una mayor eficiencia de la flota vehicular en ese país, entre otros. Estos movimientos contrastantes de la oferta y la demanda provocaron el desplazamiento de importaciones de petróleo crudo y, dado que su exportación está prohibida, un crecimiento en las exportaciones de productos petrolíferos.

Al formarse una idea del futuro siempre se corre el riesgo de extrapolar tendencias recientes a mediano y largo plazos. Los exuberantes pronósticos de producción de recursos no convencionales de petróleo y gas natural en Norteamérica pudieran estar pecando de este vicio. No pocos analistas concluyen que Estados Unidos se volverá autosuficiente en ambas fuentes de energía al iniciarse la próxima década. Bien pudiera ser que algunos de ellos confundan sus deseos y predilecciones con el complejo conjunto de determinantes de la producción futura. No obstante, no cabe duda que el balance energético de Estados Unidos seguirá mejorando en los próximos años.8 Aún más difícil resulta predecir la trayectoria de los precios de los hidrocarburos y los cambios en los procesos de su formación. La historia de estos precios en los últimos 40 años debe servir de antídoto a quienes asumen, con certeza, que los precios del petróleo caerán necesariamente debido al incremento de la oferta en Norteamérica, Irak y Brasil.9

El crecimiento de la producción de crudo no convencional supone precios relativamente altos, dada su elevada curva de costos. Los precios de equilibrio de una parte importante de esta producción se sitúan en más de 90 dólares por barril. Una baja del precio por abajo de este nivel necesariamente afectaría el volumen producido. Se estima que en Estados Unidos se requiere un precio del Brent de entre 88 y 93 dólares por barril para mantener el actual nivel de la inversión en formaciones de lutitas petrolíferas. En un cierto sentido, el crudo de lutitas establece un piso al precio del petróleo. Sin embargo, el crecimiento volumétrico de estos barriles marginales de petróleo fijan también un techo pues es difícil lograr precios de 110-115 dólares por barril sin desencadenar un rápido crecimiento de la oferta.10
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