Hidrocarburos no convencionales: su impacto en el mercado petrolero entre 2015 y 2035

El desarrollo de la tecnología en la industria petrolera nunca ha dejado de sorprender. Desde hace 40 años avanza a un ritmo vertiginoso buscando soluciones de todo tipo para satisfacer un mercado sediento y en transformación aprovechando el sólido retorno de inversión que ofrece la comercialización en toda su cadena de valor.

La variable esencial para entender esta dinámica son los precios. A más alta cotización más competitivas se hacen las tecnologías alternativas tanto en hidrocarburos como en energías renovables. No caben dudas que en parte la evolución hacia estos elevados precios tienen que ver más con la presión de la demanda de las economías de Asia-Pacífico y la especulación financiera apalancada por el efecto restrictivo de la OPEP. Como es de esperar, la industria encuentra siempre sus equilibrios y gracias a esas cotizaciones y su ímpetu empresarial innovador, sobre todo en América, ha potenciado lo que aún hoy se conocen como hidrocarburos no convencionales.

¿Cómo impactarán estos hidrocarburos en el mercado a corto, mediano y largo plazo? Intentaremos aproximarnos a una respuesta en esta entrada.

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[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.

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 potencial 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.

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.

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[2], 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.

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.

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 hidrocarburos no convencionales en 2020, el mayor peso de la oferta recaerá de nuevo sobre los yacimientos con crudos convencionales de Oriente Medio a finales de esa década (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.

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.

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.

La clave desde luego está en la evolución de los precios del petróleo. Al día de hoy mantienen una tendencia descendente por múltiples razones, especialmente, por la desaceleración de las economías asiáticas. No obstante, se espera una recuperación del ritmo de crecimiento de la demanda, algo que volvería estabilizar los precios por encima de los 90 dólares el barril.

Adicionalmente existe la variable innovación tecnológica en el consumo energético y su incidencia en el comportamiento de la demanda. Es una revolución silenciosa que hará ganar más eficiencia al consumidor a bajo coste, lo cual sin duda tendrá impacto sobre la demanda y por derivación en los precios en los próximos 20 años. Un tema que ya hemos tratado en nuestra sección informes de Pontegea.

Al final Yamani siempre tuvo la razón: "la era del petróleo no se acabará por la falta de petróleo".

Notas

[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. Producirlas cuesta entre 40 y 100 US$/barril, 2) Petróleo ligero de rocas compactas (“light tight oil” o LTO): Refiere a crudo ligero atrapado en rocas sedimentarias de baja permeabilidad y porosidad (lutitas, areniscas y calizas). Son rocas madre de hidrocarburos, ricas en materia orgánica, las cuales tras sufrir un proceso de maduración térmica adecuado han generado petróleo. Parte de este se encuentra todavía en la roca, aunque otra parte puede haber migrado verticalmente acumulándose en yacimientos convencionales. Como los fluidos no pueden moverse a través de rocas de baja permeabilidad, la producción comercial del petróleo que contiene requiere de técnicas avanzadas como la fracturación hidráulica (o “fracking”) y la perforación de sondeos horizontales multilaterales. Producirlo cuesta entre 60 y 100 US$/barril, 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. Producirlas cuesta entre 50 y 90 US$/barril, 4) Petróleos extra-pesados (“extra-heavy oils”): Todos los petróleos con gravedad API por debajo de 20° se consideran no convencionales, lo que incluiría en esta categoría, a los denominados petróleos extra-pesados. Se utilizan diversas técnicas avanzadas de perforación que consiguen reducir la viscosidad lo suficiente para que el petróleo pueda fluir a la superficie. La mayor acumulación de petróleos extra-pesados se concentra en la Faja del Orinoco en Venezuela. Producirlos cuesta entre 50 y 90 US$/barril, 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. Producir CTL cuesta entre 45 y 105 US$/barril mientras que producir GTL cuesta entre 60 y 105 US$/barril.

[2] 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.