Noviembre 2014

INTEGRACIÓN Y SEGURIDAD ENERGÉTICA DE AMERICA DEL NORTE

México, la debilidad estructural difícil de remontar, aprovechable por EUA

Por Jorge Retana Yarto

La integración económica trilateral en América del Norte (EUA, Canadá y México) mediante el NAFTA, expresó en los últimos años signos claros de debilitamiento frente a distintos factores (la competencia China, los problemas económicos en los tres países, etc.), y una fórmula para su reimpulso ha sido la completa apertura del sector energético en México, lo cual ha dejado abierto el camino para la integración energética de América del Norte. La energía originalmente quedó fuera del acuerdo económico con México (el NAFTA, 1993-94), pero hoy, EUA tiene dos grandes abastecedores de ella, sólidos, que además son de sus principales aliados y seguros en América: Canadá y México. EUA se ha protegido bien las espaldas o bien, las entradas por el norte y el sur.

El tema es muy amplio, nos concentraremos en las siguientes variables que presentamos por considerar que ilustran mejor el estado actual del proceso con datos estadísticos, así como sus principales obstáculos y tendencias en el futuro inmediato y mediato. Usamos bases de datos internacionales diversas, señalamos sólo las más importantes para información del lector.

1. SITUACIÓN ACTUAL Y PROBLEMAS MÁS IMPORTANTES

El tipo de integración hasta antes planteado en las reuniones de expertos de los tres países, que ha tenido como eje central a la Comisión Trilateral de Cooperación Energética de América del Norte (nacida dentro del ASPAN y que, a pesar de haberse extinguido éste organismo como tal, prosiguió sus trabajos al seno de las reuniones de Líderes de América del Norte, con Barak Obama al frente), era esencialmente mediante procesos comerciales (compra y venta, distribución y consumo de energéticos, de tecnologías, de cooperación técnica, etc.). Hoy, con la apertura en México, se ofrece la posibilidad de procesar una integración desde los procesos de exploración y producción mediante la asociación de empresas norteamericanas (de EUA y Canadá) con Pemex o entre ellas, para explorar y explotar los yacimientos mexicanos. Esto hará más seguro el proceso para EUA y Canadá, una vez que las tres legislaciones en materia energética son ahora mucho más homogéneas.

Tal proceso tiene los siguientes desafíos por vencer:

1. Abastecer en cantidades suficientes, con oportunidad y calidad, sobre todo, a la economía estadounidense que consume más energía que sus dos socios. El doble déficit en gas natural y petróleo crudo de EUA le da –por necesidad- a su política internacional petrolera un indudable sello geopolítico y estratégico.
   
   
2. A partir de lo anterior, resolver tres problemas principales sobre la explotación de energías convencionales:
   
   
   1. La oferta suficiente de gas natural, la refinación del petróleo crudo, la explotación de yacimientos “shale” y la sustentabilidad ambiental de tales procesos;
      
      
   2. El desarrollo de un programa amplio de producción de energías renovables en los tres países, para avanzar rápidamente en la transición al modelo de energías limpias, conforme el desarrollo actual de las tendencias mundiales;
      
      
   3. Evidentemente, las mayores debilidades en todos los campos se observan en México, por distintas razones estructurales: su menor desarrollo económico y energético; su legislación menos restrictiva en materia de regulación y sustentabilidad; su menor nivel técnico y científico para los procesos de exploración, etc. Allí radican los mayores retos a vencer.

El resultado general de este proceso es la mayor interconexión económica, ahora más sólida, por el tema energético de EUA con México, de mayor importancia estratégica que adquiere para EUA lo que suceda en dicho país. El México energético se vuelve no un abastecedor importante, como lo fue hasta hoy, sino más bien, un socio energético estratégico de la mayor relevancia para el futuro.

En suma, los tres países están en la ruta (al inicio) de pasar de un proceso de relaciones energéticas comerciales y de cooperación técnica estrechas, a otro de integración productiva y de interdependencia en el consumo de energéticos, convencionales, no convencionales y renovables (biocombustibles) que además, requerirá de un marco jurídico energético prácticamente homogéneo e igualmente, en cuanto a organismos y reglamentos regulatorios, así como de un soporte financiero apropiado. Se comparte ahora un proyecto de seguridad energética regional (este proyecto se viene impulsando por lo menos desde el nacimiento del ASPAN en 2004), bajo el comando de las necesidades y políticas de EUA en la materia. Los otros dos países –particularmente México- tendrán que negociar sus intereses y requerimientos energéticos dentro de los propios de EUA, porque se trata de una integración energética con asimetrías muy grandes de poder, sobre todo con relación a México.

EUA reconoció con toda claridad que este proyecto de integración era funcional para su seguridad energética, durante la VI Reunión Bilateral México-EU en julio del 2013. Aunque es evidente que para EUA no hay mejor seguridad energética que la plena autosuficiencia, se resguarda así de cualquier contingencia, especialmente, de la volatilidad de los precios internacionales y las turbulencias políticas regionales. Aunque, dicha situación ideal, no se ve aún cerca.

Pero, un punto muy criticado por diferentes analistas, es que dicha integración energética se sustenta en un proceso que apuesta esencialmente a los inversionistas privados y al mercado. A pesar del poderío de EUA, estas dos variables la hacen un proceso vulnerable desde las determinantes que tienen ambos: rentabilidad suficiente y equilibrios entre oferta y demanda relativas al precio, respectivamente, bajo la influencia de procesos geopolíticos y geoestratégicos, incluso conflictivos, que no terminan.

La apuesta central de EUA, mientras tanto, es modernizar la infraestructura petrolera en Canadá, pero sobre todo, en México (la Agencia Internacional de Energía, AIE, ha estimado en $1.3 billones de USD la inversión en la región de ahora a 2030, para responder al crecimiento de la demanda regional en aumento) e incrementar las reservas y la producción de petróleo y gas natural en la región, tanto de energías convencionales como no convencionales, así como su propia plataforma productiva para el consumo. De manera inmediata, es esencial para EUA disminuir sus abastos desde Oriente Medio (particularmente de Arabia Saudita) y de Venezuela, fortaleciendo los de México y Canadá.

Hoy la relación con Arabia Saudita posee aristas conflictivas por el crecimiento de la producción del petróleo shale y las afectaciones en términos de demanda e ingresos para el país árabe y petrolero desde su gran cliente, EUA, y para el nivel promedio internacional de los precios del crudo, los cuales Arabia Saudita parece estar dispuesta a disminuir para dejar de hacer rentables las explotaciones shale mediante el fracking en EUA. Pero dicho proceso productivo parece indetenible, a pesar de su elevado costo por unidad de producto, por las ganancias que genera y las enormes ventajas estratégicas que reporta, salvo que la ciudadanía movilizada opine lo contrario.

A esto, habría que aunar que la economía internacional no marcha con ritmo y fuerza suficiente y menos homogénea, por lo que se han venido acumulando los inventarios, en el caso de los refinados petrolíferos y cayendo los del petróleo crudo, señal inequívoca de que el mercado crece en unos rubros, pero se estanca o retrocede, y éstas son tendencias erráticas que problematizan el manejo de la coyuntura: en EUA, de acuerdo a un sondeo preliminar de Reuters a seis analistas especializados y divulgado el 27 de julio de 2014, estimaron que en promedio, los inventarios de crudo bajaron en un millón de barriles en la semana posterior al 20 de julio. La encuesta fue realizada antes de los reportes semanales de inventarios del grupo de la industria Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) y de la gubernamental Administración de Información de Energía (EIA) del Departamento de Energía.

Es decir, de alguna manera esta encuesta industrial se adelanta a los reportes oficiales. Y ella nos dice que los inventarios de crudo cayeron más de lo esperado pese a que las refinerías recortaron su producción; pero un alza combinada de 5 millones de barriles en las reservas de gasolina y destilados del petróleo generan dudas sobre la demanda. Los analistas estimaron que los inventarios de destilados subieron en 1,6 millones de barriles durante la semana indicada, y que las reservas de gasolina crecieron en un millón de barriles. La utilización de las refinerías cayó en 0,2 %, de acuerdo al sondeo. En la semana previa (antes de 20 de julio) había permanecido sin cambios en el 93,8% por ciento de la capacidad total. Este cambio puede expresar –entre otras cosas- un menor consumo porque la marcha económica se vuelve más lenta. Posiblemente, pero a la vez, se entrecruza con la caída de los inventarios del petróleo, que también puede obedecer al hecho de su utilización intensiva en el proceso del fracking. Veremos.

2. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, CAPACIDAD DE REFINACIÓN Y CONSUMO

Según el informe de British Petroleum de junio de 2014, EUA tuvo una producción de petróleo crudo (no de petróleo en total, que incluye otros líquidos) de 10.003 millones de barriles diarios en promedio (en adelante, mbdp) para el año de 2013, un incremento de 13.5% respecto a su promedio del año 2012, que fue de 8.892 (mbdp), lo que lo convierte en el tercer productor mundial de petróleo crudo, después de Arabia Saudita y la Federación de Rusia. Su producción mínima en los últimos años fue la de 2006 con 6,841 (mbdp); desde entonces, su producción creció en poco más de 3 millones de barriles diarios en promedio. Su máximo nivel se alcanzó en 1970 con 11,297 (mbdp). De mantener este ritmo, alcanzará un nuevo récord histórico en el año 2016, cuando llegaría a unos 12.0 (mbdp).

Sin embargo, está aún lejos de alcanzar su propio consumo porque para 2013, el mayor consumidor vuelve a ser EUA con un consumo de 18,887 (mbdp) en 2013, frente a 18,490 (mbdp) en 2012, lo que supone un incremento del 2%. Pero un dato significativo es que, a pesar de este aumento, su producción crece mucho más de prisa que su consumo, razón por la cual se acerca al autoconsumo, aunque es difícil precisar si llegará a alcanzarlo o no y, cuando se produciría ello. Sus importaciones netas en 2013 fueron entonces, de 8,884 (mbdp). Su capacidad instalada de refinación para 2013 fue de 16,736 (mbdp), es decir, a ese año y respecto de su producción de petróleo, tenía una capacidad ociosa instalada de 6,733 (mbdp), una capacidad de refinación de poco más de 40% respecto de su producción.

No obstante, se ha producido un cambio importante en la estructura de la producción y suministro de petróleo crudo a la economía de EUA: la producción en EUA en el área del Golfo de México llamado “Cinturón Plegado de Perdido” (área petrolífera compartida por México y Estados Unidos, porque cruza la zona fronteriza a uno y otro lado del paralelo 26) ronda los 120,000 barriles diarios (casi 4 veces más que México), por lo cual son hoy, cinco Estados de la Unión Americana y el Golfo de México los que suministran más del 80% del total petrolero producido, es decir, más de 6 millones de barriles por día de petróleo crudo en los Estados Unidos, dato para el año de 2013.

Solamente el Estado de Texas proporciona casi el 35%, según los datos para 2013 (datos de la EIA de EUA, dados a conocer en marzo de 2014). El Golfo de México, costa federal afuera (se refieren a la parte del Golfo de México perteneciente al Mar Patrimonial de EUA) produjo 17% del total en 2013, es decir, la producción de los llamados yacimientos transfronterizos compartidos por EUA y México, es hoy la segunda fuente de explotación y abastecimiento petrolero en EUA. Dato relevante, porque incrementa su importancia estratégica como zona de producción en la relación bilateral de México y EUA, y en la región de Norteamérica, así como en el proceso de seguridad energética regional.

El segundo mayor Estado productor es Dakota del Norte, con el 12% de la producción de petróleo crudo de EE.UU., seguido por California y Alaska, con cerca de un 7% cada uno, y Oklahoma con el 4%. Estos cinco Estados más el Golfo de México producen el 80% del petróleo crudo en EUA.

La producción de petróleo crudo en la región de Norteamérica (es decir, agregando a México y Canadá) fue en 2013 de 16,826 (mbdp), y la capacidad de refinación instalada fue de 21,389 (mbdp), es decir, una capacidad instalada excedente de 4,563 (mbdp). La capacidad de refinación de Canadá y México, es sensiblemente más baja: de 1,965 (mbdp) en Canadá, y de 1,606 en México. En esta variable, hay una mayor cercanía entre ambas industrias.

Por lo tanto, es perfectamente posible como pretende EUA, un incremento de la producción de petróleo crudo en toda la región, particularmente con la apertura petrolera en México, ya sea en 2015 o 2016 (pronostica el Departamento de Energía de EUA, una producción récord para México de 3.6 millones de barriles diarios para 2016, después de que ha caído hasta 2.5 mbdp, desde 3.5 mbdp, es decir, 1.0 mbdp) y paralelamente, de productos refinados del mismo, con lo cual, la producción de petróleo crudo en Norteamérica podría ubicarse sobre los 17.0 millones de barriles diarios en 2016. Canadá produjo en 2012, 3,856 (mbdp), y en 2013 produjo 4.073 (mbdp); de tal forma que una producción mexicana de 3.3 millones de barriles diarios de petróleo crudo, se acerca a la producción de Canadá. Entre ambos podrían estar produciendo cerca de 7.5 millones de barriles diarios para 2016, pero con más bajo costo en México por situarse mayoritariamente en aguas someras, por tanto, una fuente de abasto más competitiva.

La producción de petróleo crudo en México se ubicó en 2.87 (mbdp) para finales de 2013 –según el propio reporte anual de BP), es decir, -1-1% respecto de 2012. Sin embargo, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (organismo regulador en México) dio a conocer que el punto mayor de la producción se alcanzó en 2003 con 3.383 (mbdp), para descender hasta 2.523 (mbdp) a finales de 2013; una disminución en ese lapso de tiempo de alrededor de 800,000 barriles diarios.

Las cifras distintas de ambas fuentes pueden estar relacionadas con la diversa metodología usada. El consumo de México fue de 2.02 (mbdp) en 2013, y el de Canadá se situó en 2,38 (mbdp). En tanto EUA elevó en 2.0% su consumo respecto a 2012, Canadá (-0.5%) y México (-2.6%) lo redujeron, para 2013 respecto de 2012. En general, la región de América del Norte elevó su consumo en 2013 en 1.3%. El producto de mayor consumo en Norteamérica son los destilados, aceites o refinados ligeros, que constituyen casi 60% del consumo total, a un promedio de $116 USD por barril en 2013.

La capacidad de refinación excedente es importante de destacarse porque el Presidente Barak Obama ha fincado como uno de sus principales proyectos el Oleoducto Keystone XL, que traerá producción de crudo pesado desde la región de Alberta en Canadá (Canadá tiene las terceras reservas más importantes del mundo, después de Venezuela y Arabia Saudita), a las refinerías de EUA. La extensión propuesta para el oleoducto conduciría aproximadamente 800.000 barriles diarios y ayudaría a permitir que la industria canadiense incremente en más del doble la producción de arenas bituminosas para 2030.

Ese tercer lugar de reservas mundiales de petróleo de Canadá, tiene un inconveniente: la mayor parte está en betún, una mezcla viscosa de barro, arena y petróleo crudo, que se tiene que extraer a cielo abierto o bombearse de la tierra con vapor. Es contaminante. Producir combustible a partir del betún es caro y se utiliza mucha energía, lo que significa que las compañías petroleras necesitan saber que tienen mercados asegurados o se irán a explorar a otra parte. El movimiento anti explotación de arenas bituminosas crece en Canadá, EUA y Europa. Una respuesta desde las corporaciones privadas ha sido la creación de la Alianza Canadiense para la Innovación de las Arenas Bituminosas (COSIA), que incluye a 14 empresas; entre ellas, algunas de las más grandes como BP, Imperial Oil (Exxon Canadá) y Conoco Philips, para coordinar la investigación en una amplia variedad de problemas sobre los gases invernadero, y la conservación de la tierra y el agua, quienes afirman que ya han compartido 440 tecnologías e innovaciones, cuyo desarrollo costó $700 millones de USD.

2.1 Sobre el Oleoducto Keystone XL

A pesar de ser el principal proyecto energético de la segunda administración de Barak Obama, éste se ha retrasado en cuanto a su plena operación, debido a que hay una demanda de organizaciones ambientalistas (consideran que la transportación de dicho petróleo crudo, extraído desde arenas bituminosas en Alberta, Canadá, es altamente contaminante) en la Corte del Estado de Nebraska, ante lo cual, la administración del Presidente Obama ha pospuesto su continuación y aprobación final. El problema se originó porque en su traslado –durante marzo-abril de 2013- se derramaron entre 5.000 y 7.000 barriles de crudo pesado canadiense producto de una fuga en uno de los oleoductos, el Pegasus, de ExxonMobil en Mayflower, Arkansas, causando un verdadero desastre ambiental.

Ello ha creado tensiones para dicho Presidente desde dos espacios distintos: el gobierno canadiense que presiona para su prosecución, y el Partido Republicano que presiona en el mismo sentido.

El oleoducto fue propuesto y operado inicialmente por la empresa Transcanada para que transporte petróleo crudo desde la provincia de Alberta, en Canadá, así como petróleo desde el norte de Estados Unidos, primordialmente hasta la zona del Golfo de México en Texas, para su refinación. Lo que la administración Obama debe resolver es la construcción de la extensión llamada “XL”, lo cual ha pospuesto. En total serían 1,500 kilómetros de tendido para transportar un millón de barriles diarios.

3. PRODUCCIÓN, CONSUMO Y RESERVAS DE GAS, CONVENCIONAL Y NO CONVENCIONAL

Distintos analistas han señalado que el tema central o la problemática mayor de los energéticos en América del Norte son el gas natural, su escasez, no el petróleo crudo.

Las reservas de gas natural en 1993 fueron para Norteamérica de 7.4 trillones de metros cúbicos (tm3); en 2003 habían descendido dramáticamente a 4.7 (tm3), para elevarse significativamente en 2013 a 6.3 (tm3), pero sin alcanzar el nivel habido en 2003, que constituyó un nivel récord. En la relación reservas a producción (r/p), el ratio medido en años que se expresa en esas dos variables, la región de América del Norte, es el ratio más bajo del mundo: es de 15 años para su agotamiento al nivel de la producción y consumo actual. Comparativamente, es de 43 años para Centro y Sudamérica, y de 50 años para Europa Occidental, de 35 años para el Asia-Pacífico, de 60 para África y de 115 para el Medio Oriente. De allí que se situe ese problema como el más importante de la región para la producción-consumo de energía convencional (Informe BP, junio 2014).

En cuanto a la producción, en 2013 EUA produjo 687.6 billones de metros cúbicos de gas (bm3); la de Canadá fue de 154.8 (bm3), y la de México, muy atrás, fue de 56.6 (bm3). La producción total de gas natural en la región de Norteamérica fue ese mismo años de 899.1 (bm3)

El consumo de EUA para 2013, fue de 737.2, es decir entonces, sus importaciones netas o su déficit fue de -49.6 billones de metros cúbicos de gas natural. En el caso de Canadá, su consumo fue de 103.5 (bm3), lo que significa que sus excedentes (51.3 bm3) se distribuyeron entre dos rubros fundamentales: exportaciones y acumulación de reservas estratégicas para su propio consumo. Y México, consumió 82.7 (bm3), lo que implica que su déficit fue de -26.1 (bm3) cubiertos con importaciones netas. Por lo tanto, dos de los países de Norteamérica son deficitarios en gas natural y requieren importaciones netas anualmente crecientes (EUA y México), las cuales suman 75.7 (bm3) anuales, que es una demanda muy alta, en una zona de vulnerabilidad grande. El consumo per cápita de EUA-Alaska y Canadá fue en 2013 equivalente a 2.0 toneladas de petróleo, y para México, oscila entre 0.5 y 1.0 tonelada equivalente a petróleo crudo.

En 2013 EUA consumió gas natural mediante importaciones vía gasoductos por 78.9 billones de metros cúbicos (bm3); Canadá 25.8 (bm3) y México 18.6 (bm3). En total, la región consumió gas natural mediante gasoductos por un total de importaciones de 123.3 (bm3), es decir, en los tres casos, una parte muy minoritaria de su consumo total, lo que revela que las necesidades de gasoductos, seguros y ambientalmente sustentables en Norteamérica, es muy grande. Es un mercado muy importante de infraestructura energética de transporte por desarrollarse.

Las importaciones de gas natural licuado (Gas LP) sumaron 2.7 (bm3) para EUA; 1.1 (bm3) para Canadá; y 7.8 (bm3) para México. La región sumó 11.6 (bm3) de este gas mediante importaciones. Destaca el alto nivel de consumo de este tipo de gas en México.

3.1. Shale Oil & Gas en Norteamérica

En esta región, realmente los países que han convertido en un verdadero “boom” expansivo la producción de petróleo y gas shale, son EUA y muy cerca de sus niveles, Canadá; para México, su explotación de shale es aún incipiente. La apuesta central de EUA a este respecto, es equilibrar el gran déficit de gas natural que tiene –y en general la región- mediante un proceso expansivo de shale gas, y en ello ha tenido avances muy importantes en su propio territorio.

El desarrollo de nuevas fuentes de gas de esquisto ha compensado la disminución en la producción de yacimientos de gas convencionales, y ha dado lugar a grandes aumentos de las reservas de gas natural de EUA. En gran parte debido a los descubrimientos de gas de esquisto; las reservas estimadas han crecido progresivamente, medidas en volumen de gas producido y en el número de pozos disponibles, que eran 18 en 2004 y hoy rebasan los 50 (2012). Sin embargo, en términos de reservas probadas mediante exploración, los EUA han pasado de 57 millones de m3 en 2008, a 88,000 millones de m3, en 2009 (tan sólo un año después).

Localización Geográfica de las Reservas de Lutitas en EUA

Fuente: Reporte de la Agencia Internacional de Energía (EIA)

Al cierre de 2012, sus reservas probadas habían superado los 80 billones de m3. Para el mismo año, las reservas recuperables las situaba el Departamento de Energía del gobierno de EUA, en 23.4 billones de m3, aunque hay noticias no exactas, de que para 2013 estas cifras fueron ajustadas a la baja, a pesar de la perforación de nuevos y ricos campos de esquisto, como el Marcellus, Haynesville, y Eagle Ford Lutitas. El total de reservas de gas natural recuperables (incluye convencional, no convencional, en los 48 Estados de la Unión Americana, más Alaska y la costa) asciende a 4.244 trillones de pies cúbicos. La participación de gas esquisto en el total del consumo de gas en EUA, se ha planeado que pase de 23% en 2010 (cuando alcanzó esa cifra) a 49% del total en 2035. Esa es la proyección sustancial.

Es necesario mencionar, que existen diversos analistas internacionales que han mencionado la posibilidad de que las cifras, tanto de producción como de reservas probadas y recuperables de shale, estén intencionalmente infladas. Es muy complejo saberlo con certeza, pero dado el componente geopolítico y geoestratégico del tema, no puede descartarse tampoco.

Hacia julio de 2012, el gobierno de EUA ofreció mediante la EIA, una Revisión de Recursos Emergentes: US Shale Gas y Petróleo de esquisto, evaluación en la que consignan que de los 48 Estados de la Unión Americana (sin Alaska ni Hawai) los recursos de gas de esquisto y petróleo de esquisto técnicamente recuperables, suman un total de 750 billones de pies cúbicos; en donde las proporciones más grandes se ubican en el noreste (63%), la Costa del Golfo (13%), y las regiones del sudoeste (10%), respectivamente, distribuidas así: en los campos llamado Marcellus se ubica el 55% del total); Haynesville (10% del total); y Barnett un 6 por ciento del total). Es decir, tan sólo en estos tres grandes campos de explotación se concentran el 71% del total de la riqueza shale, en gas y petróleo en EUA., que concentra también, la riqueza más grande de este tipo de recursos energético en la región de América del Norte. Las propias empresas petroleras corporativas han estimado la reducción de costos proveniente del shale gas en 54% de los costos de energía industrial.

3.2. Línea de Tendencia Creciente en la Producción de Shale Gas en Canadá

Fuente: Informe BP, junio 2014.

La disponibilidad de grandes reservas de gas de esquisto en los EUA ha llevado a algunas empresas a proponer centrales eléctricas alimentadas con gas natural como reemplazos con emisiones bajas en carbono respecto de las plantas de carbón, y tales fuentes de energía, como respaldo para la generación de energía eólica.

Con la producción, reservas y recuperables de Canadá, y aún con baja participación de México, Norteamérica lidera al nivel mundial la producción y consumo de gas esquisto: en Canadá, la producción total de los dos principales campos con la formación shale de Muskwa-Otter Park en la cuenca Horn River Basin en British Columbia norte, y  la cuenca adyacente Montney Basin , que se encuentran sobre la propia British Columbia y Alberta) produjeron 2.0 billones de pies cúbicos diarios (bfc/d, en inglés) en promedio en 2012, mientras que la producción total promedio de Canadá fue de 14.0 billones de pies cúbicos diarios (bcf/d) para el mismo año.

Ello nos revela que el resto de la producción de gas esquisto está disperso por todo el enorme territorio canadiense (los otros 12.o bcf/d). La extracción bruta promedio de Horn River y Montney (en bcf/d, en inglés) fue en promedio de 2.5 bcf/d en 2012 y alcanzó 2.8 Bcf/d en mayo de 2013, se estimó poco más de 3.0 bcp/d para finales de 2013. Y todo indica que la producción seguirá creciendo, pero hoy está restringida por el tamaño de la infraestructura actual de gasoductos existentes. De allí la importancia de proseguir con la extensión del gasoducto Keystone en su tramo “XL”, y otros proyectos más que cruzarán los territorios de EUA y Canadá.

Pero no obstante esta característica, estos datos nos dan una idea clara de las magnitudes de producción de gas esquisto ya existentes en Canadá y de la ubicación de sus dos principales campos de explotación, así como de su dispersión territorial.

En el caso del shale oil (también llamado lutita petrolífera), la producción en Estados Unidos ha crecido dramáticamente desde los iniciales 275.000 barriles/día en 2010 a 400.000 barriles en 2011; 510.000 barriles/día en 2012, y superando los 650,000 barriles al final de 2013.

La creciente producción de shale oil, tanto en EUA como en Canadá, ha generado una tendencia al exceso de oferta en el mercado regional: hacia finales del año 2013 (en el mes de octubre), y cuando algunas refinerías en ambos países cerraron para trabajos de mantenimiento, el precio de referencia del West Texas Intermediate (WTI) cayó 16%; y todo indica que la tendencia ha proseguido en 2014, puesto que Goldman Sachs pronostica que la producción de petróleo de EUA y Canadá crecerá en 1,45 millones de barriles por día el durante este 2014, lo cual, de no haber un manejo adecuado, puede hacer descender nuevamente el precio de referencia del WTI sensiblemente.

EUA tiene los mejores activos shale oil, que generalmente se encuentran en el núcleo de las áreas de shale prolíficas como Eagle Ford (probablemente el yacimiento más rico, con reservas equivalentes a 2.0 billones de barriles de petróleo, y una superficie de 230,000 acres) y Permian Basin en Texas. Una firma de consultoría especializada como la de James Sullivan, de Alembic Global Advisors, sostiene que el precio de equilibrio para el núcleo Eagle Ford es de alrededor de $55 dólares por barril, mientras en la segunda superficie mencionada, el precio oscila entre $60-80 USD por barril, lo que significa que un precio internacional menor a ese promedio, hace incosteable el producto. Las áreas cercanas a la costa del Golfo también disfrutan de las mejores opciones y costos de transporte a las refinerías, muchas ubicadas en Texas, cercanas al Golfo de Texas y al Golfo de México.

En general, entre 2007-2013 la producción de shale oil en EUA se ha multiplicado por 18, lo cual logró invertir la tendencia al descenso de la producción de petróleo, aumentando la producción de ese país entre 2008 y 2013, en 50%. Tan sólo entre 2012 y 2013 creció 15% llegando a 7, 400,000 barriles diarios -dice la EIA de EUA, fuente oficial del gobierno- agregando, que los Estados de Texas y Dakota del Norte impulsaron dicho crecimiento, con sus incrementos de crudo de 29% anual desde 2012. Los aumentos de la producción en ambos Estados provinieron principalmente de yacimientos de “lutitas” (shale), en especial del área “Ford Eagle” en Texas, y el “Bakken” en Dakota del Norte. En los tres años transcurridos desde 2010, la producción de crudo de Dakota del Norte ha crecido 177% y la producción de Texas en 119%, el más rápido aumento en la nación. Allí se expresa con claridad la contribución del shale oil a la producción total y la producción por Estados, en ambos, bajo una curva de crecimiento muy importante.

La proyección más relevante al respecto es que EUA alcanzará un punto máximo de producción de shale oil de 2.80 millones de barriles diarios equivalentes a petróleo crudo para el año de 2020, muy lejos de sus necesidades actuales, ya que sus importaciones suman más de 6.0 millones de barriles de petróleo crudo. Es un aporte fundamental, pero no le resuelve el problema histórico de las importaciones (que han crecido desde 1915 a la fecha), y por las estimaciones de costo de extracción actual; esta producción es viable solamente mientras el precio del barril en promedio internacional sea de 55-60 USD por barril (su costo mínimo en EUA, en ciertos yacimientos; en otros, como vimos antes, oscila entre 60-80 USD por barril).

En Canadá, el shale oil se encuentra localizado como reservas estimadas en el equivalente a 9.0 billones de barriles de petróleo crudo (por debajo de EUA, con 58.0 billones equivalentes a barriles de petróleo crudo, también, y de México, con 13.0 billones).

En 2013, como vimos líneas más arriba, Canadá llego a un nivel récord en su producción petrolera total (convencional y no convencional) que fue de 4,072 (cuatro millones, setenta y dos mil barriles diarios). La contribución de shale oil ha sido esencial para llegar a ese nivel.

En México ha habido dos descubrimientos muy importantes para darle una perspectiva de desarrollo en la producción de reservas shale a explotarse en los años inmediatamente posteriores: los descubrimientos de aceite en lutitas en las áreas geológicas de la Cuenca de Burgos (región norte del país); en y, desde la nueva zona productora conocida como “Burro-Picachos”, en los Estados norteños y fronterizos con EUA, de Coahuila y Tamaulipas, respectivamente, durante el primer trimestre de 2013, los cuales afianzan el programa de exploración y explotación de shale gas/shale oil en México. Según la Agencia Internacional de Energía (AIE) México cuenta con reservas shale equivalentes a 60,000 millones de barriles de petróleo en lutitas (Reporte 2012), lo que podría posicionarlo como el cuarto o quinto productor en este tipo de yacimientos de hidrocarburos (después de Rusia, EUA, China y Argentina).

México –a través de sus autoridades gubernamentales- ha observado que la explotación de lutitas le implica un gran esfuerzo en tres aspectos o variables principales: alta capacidad técnica con grandes inversiones que oscilan entre $10-20 millones de USD por cada pozo a explotarse; estos últimos tienen tasas muy aceleradas de declinación, que no superan los 4-6 meses, por lo que se requiere una movilidad o amplia rotación de pozos para generar una producción comercialmente factible. El último factor a considerarse, es el de la sustentabilidad ambiental de estos procesos, que aunque México no posee una opinión pública muy sensibilizada para estos efectos como en EUA, Canadá o Europa, ni tampoco instituciones reguladores de gran fortaleza institucional (éstas se han reformado al calor de la reforma energética de hace unos meses) pueden generarse problemas e inconvenientes políticos-sociales.

México entonces, a partir de la reforma energética procesada desde finales de 2013, está en el proceso de estructurar la explotación extendida de este sector. Sin embargo, tienen reservas muy importantes y urgencia de activarlo porque es un importador neto de gas como vimos más arriba, y sus importaciones de gas natural aumentaron a una tasa anual de 37% entre 2012 y 2013, mientras que la producción de este hidrocarburo cayó 4% en el mismo periodo. Evidentemente, es una combinación de variables que corren en sentido inverso y que es muy negativa para el país.

El 66% de las reservas totales de gas (3P) se encuentran en tierra, mientras que el resto se ubica en regiones marinas, según datos de Pemex al 2013, para lo que necesitará recursos técnicos, humanos y muy grandes inversiones para su explotación, de tal manera que los cambios jurídicos y regulativos para este sector, ofrecen amplias posibilidades a inversionistas foráneos, aunque, de inicio, los costos de explotación de tales recursos serán más altos en México que en otras regiones, como EUA y Canadá. Después, se irán estandarizando.

4. TRES PROCESOS PRINCIPALES PARA DESARROLLAR LA PRODUCCIÓN DE LUTITAS

Por lo que hemos venido desarrollando anteriormente, podemos resumir la ruta más importante que sigue EUA como líder de la integración y seguridad energética en esta región, y hacia la cual trata de dirigir a sus socios de Norteamérica respecto a las reservas de lutitas, y ella se produce en tres grandes vertientes sustantivas, para que el desarrollo del sector sea exitoso:

1. Que sea funcional al aumento productivo de manera significativa, y contribuya así a la seguridad energética, reduciendo considerablemente el factor de importaciones;
   
   
2. Que reduzca la contaminación de gases de efecto invernadero provenientes de la explotación de los hidrocarburos convencionales; y
   
   
3. Que permita, paralelamente a lo anterior, diversificar con nuevas tecnologías la producción de otras fuentes de energía limpias y renovables.

En síntesis: seguridad energética vía gas esquisto, avances con él en sustentabilidad ambiental y diversificación tecnológica para la diversidad en la producción energética

5. TECNOLOGÍAS Y PRODUCCIÓN DE ENERGÍAS LIMPIAS Y RENOVABLES

El otro punto es lo que el Presidente Obama ha llamado “el ahorro y la eficiencia energética”, en el cual, la elaboración de programas trilaterales es muy inicial, todo indica que la apertura del sector energético en México va a crear un “boom” de nuevas reuniones, comisiones trilaterales, planes y programas energéticos para enmarcar la nueva dinámica energética mexicana en los criterios rectores que ha establecido el gobierno de EUA, y que hemos resumido antes. No hay un programa definido, sino orientaciones generales y algunos avances todavía focalizados, por ejemplo.

Sobre la producción de tecnologías para las energías limpias, en Canadá se está haciendo un gran esfuerzo, ya que Cenovus Energy está probando gigantescas calderas con capacidad para reciclar aguas residuales salobres y gases del tubo de escape, para ahorrar energía y reducir la contaminación del aire. Cenovus está probando una plataforma petrolífera en miniatura que se puede transportar con un helicóptero, pieza por pieza, para minimizar la tala del bosque cenagoso para abrir caminos de servicio.

Canadian Natural Resources, por su parte, está preparando un proyecto piloto para meter bióxido de carbono y calor desaprovechado de sus instalaciones de arenas bituminosas en gigantescos tanques con algas para generar biocombustible que se podría utilizar para los jets. Shell Canada, con ayuda financiera del gobierno canadiense, ha puesto en marcha un proyecto para la captura y almacenamiento de bióxido de carbono a escala comercial, para enterrar aproximadamente un millón de toneladas al año de bióxido de carbono en una planta procesadora de arenas bituminosas.

Esta parte de la integración y seguridad energética en Norteamérica es aún incipiente. Pero el proceso integrador bajo un enfoque integral y estratégico desde EUA avanza, y México quedará atrapado, su proyecto de desarrollo nacional con Soberanía, Autodeterminación y Democracia, cursará procesos muy desfavorables y difíciles.

Octubre, 2014.







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