Después de estudiar la situación del petróleo convencional en el articulo anterior,
pasamos hoy a detallar la situación del petróleo no convencional, también
conocido como ‘shale oil’ de forma genérica, aunque siendo estrictos esta solo
sería una de las muchos tipos de extracción de crudo no convencional que
existen y que detallaremos a continuación.
Sin duda son estos tipos de petróleo, los que mas y
mejores expectativas de futuro ofrecen dentro del sector, sobretodo en US,
donde esperan volver a ser exportadores de petróleo a unos años vista,
provocando lo que en los medios se viene conociendo como la revolución del
fracking.
Dentro de los petróleos conocidos como no convencionales,
podemos diferenciar entre distintas clases, como el petróleo de lutitas, las
arenas asfálticas, el petróleo de bituminosas, el petróleo del ártico y de
aguas profundas, el extrapesado así como los biocombustibles. Hay que destacar
que lo que se conoce como ‘fracking’, no es más que el método o técnica de
extracción utilizada para extraer estos tipos de crudo alternativos, sin el
cual no seria posible realizar.
Vamos a analizar cada uno de los siguientes tipos para ver
exactamente en que consisten, su producción actual así como sus perspectivas de
futuro.
Petróleo de
lutitas
Este recurso es sin duda el más conocido de todos los no
convencionales y el que mas esperanzas de futuro ha despertado. Su denominación
en ingles, ‘shale oil’ o ‘tight oil’, es ampliamente conocido.
La diferencia en la extracción de este tipo de petróleo
respecto al actual, es que en el petróleo convencional, lo que se hace es
extraer las bolsas de hidrocarburos que durante millones de años habían migrado
desde las rocas madres, mientras que la producción de petróleo de lutitas lo que hace es atacar directamente el
petróleo que todavía se encuentra en estas rocas madre, lo que lógicamente
deber hacerse mediante multitud de distintos pozos para atacar estas pequeñas
formaciones.
Su crecimiento ha crecido de forma impresionante durante
los últimos años hasta constituir aproximadamente el 20% de la producción en US.
No obstante, el 80% de la producción proviene de 2 únicos
campos: Bakken en Dakota del Norte y
Eagle Ford en el sur de Texas. Los
restantes 19 campos petrolíferos de
esquisto representan menos del 20% de la
producción total, lo que es una muestra de que, al igual que sucede con el
petróleo convencional, los campos
verdaderamente productivos escasean.
Los campos de petróleo de lutita se caracterizan por sus
rápidos declives productivos. Revisando los datos de los 2 campos más
importantes podemos darnos cuenta de esta situación, viendo por ejemplo la
producción de los pozos construidos hasta el 1 de enero de 2011, suponiendo que
en dichos campos no se hubieran construido nuevos pozos a partir de dicha
fecha.
Hemos visto que la mayor parte de la producción
norteamericana, se concentra en 2 únicos campos, esta distribución tan desigual
también la podemos encontrar dentro de los pozos que forman estos 2 campos,
donde la media se sitúa en torno a los 400 bls/dia, y solo alrededor del 1% de
los pozos es capaz de superar los 1500 bls/dia.
El declive en la producción de los pozos existentes, nos
muestra como además de ser pocos los pozos verdaderamente productivos, la
extracción de este tipo de petróleo tiene unas tasas de declive impresionantes,
ya desde el mismo inicio de la extracción.
Incluso Golman
Sachs señala en un estudio reciente las expectativas de cara a los próximos
años en los campos de Bakken y Three Forks, que reflejan la enorme importancia de los declives de producción de este tipo de petróleo y sus consequencias a medio plazo.
Otro de los problemas a los que se enfrenta la industria
de cara a los próximos años para paliar los altos declives productivos de los
campos estrella, serán las importantes inversiones en costes de perforación
para mantener la producción, y eso sin incluir costes de arrendamiento, ni
otros gastos de infraestructura como los oleoductos o las carreteras necesarias.
(Fuente: Drill,
Baby, Drill; David Hughes)
Esto ha provocado que empresas mas enfocadas en la
extracción de petróleo ya no solamente convencional, sino no convencional hayan
visto sus costes crecer a unas tasas altísimas en los últimos años, a pesar que
Petrobras al ser semipública, no la considero el mejor ejemplo para determinar el
impacto real de dicho aumento de costes.
Coste de extracción trimestral de Petrobras (Fuente:
Petrobras 2013)Así que, en resumen, el siguiente seria la previsión para
la producción total norteamericana de 2010 hasta 2040, en el que la propia EIA
asume un pico de producción para 2019.
El siguiente gráfico corresponde al mapa de producción
histórico del petróleo en US según las estimaciones anteriormente comentadas,
donde se puede ver en perspectiva el incremento en la producción desde 2010 que
permitirá seguir creciendo hasta las inmediaciones de 2020, momento a partir
del cual la producción actual decrecerá y no podrá ser sustituido por la
producción de los nuevos yacimientos. No obstante vemos como el Peak oil
norteamericano, que data de 1970 no será modificado, por lo que la denominada
revolución del shale oil se queda en un temporada de extracción de lo que
queda, en un empujón hacia delante para ganar algo de tiempo.
En el gráfico podemos ver a nivel histórico lo que los americanos llaman revolución.
Pero Estados Unidos no es todo el mundo, y quizá revisando
las reservas mundiales, podemos ver como este tipo de recurso pueda afectar
significativamente a la producción mundial de una forma duradera. En el siguiente grafico, vemos como el país con mas
capacidad de generación es China, aunque realmente solo llegue a superar en un
50% la capacidad americana, que ya hemos visto que aunque con un efecto
considerable en el corto plazo, se diluye rápidamente en el tiempo. Sumando el
resto de países con cierta capacidad, vemos como la capacidad de generación a
partir de lutitas puede ser algo significativo durante los próximos años, en
ningún caso lo sería a medio largo plazo por los elevados declives productivos
de este tipo de recursos, que ya hemos estudiado.
Hay que tener en cuenta que la extracción en países menos
desarrollados, implica una inversión en infraestructuras que inevitablemente
reduce la TRE neta de dichas
extracciones.
Petróleo de
bituminosasEste recurso es incluso mas conocido por su denominación
en ingles ‘oil shale’, que no debe confundirse con ‘shale oil’ o ‘tight oil’,
que se refieren al petróleo de lutitas. Se cree que Estados Unidos posee la
mitad de los recursos del mundo en la formación de Green River.
Se considera que su TRE neta se sitúa en torno a 2 o 2,5,
aunque si consideramos la alta variabilidad de la calidad de las pizarras
bituminosas, la TRE será mucho mas baja en el futuro.
Arenas asfálticas
Producidas casi exclusivamente en la zona de Alberta (Canadá). Se trata de un crudo
muy caro (económicamente rentable solo a niveles cercanos a $100 por barril), y
de bajo rendimiento energético, se estima que su TRE se sitúa en 5, aunque si
consideramos que el 80% de los recursos recuperables están demasiado profundos
como para hacer minería de superficie, su TRE estimada baja a 3.
Además hay que considerar que a pesar de lo mediático de
este recurso, la cantidad extraída nunca ha llegado a ser significativa, y en
el futuro no lo va a ser, debido a la dificultad se encontrar grandes
yacimientos nuevos, que mantengan la producción. No obstante la Asociación de Productores de Petróleo Canadienses (CAPP de sus siglas en ingles),
pronostican que hacia 2030, la producción canadiense total sea en torno a un
75% superior a la actual, confiando eso si en que el descubrimiento de nuevos
yacimientos, conocidos como Arenas asfálticas Especulativas, tomen el relevo de
las actuales que entraran en declive hacia 2018.
Contando eso si en el gran nivel de optimismo de este tipo
de agencias gubernamentales, ya que en Canadá, la Alberta Energy Resources Conservation Board (ERCB de sus siglas en ingles) mediante sus informes anuales han
sobreestimado la producción real en sus pronósticos en cada uno de los años
anteriores.
Líquidos
combustibles derivados del carbón y del gas
Se trata de una conversión de carbón a líquidos,
utilizando el procedimiento Fischer-Tropsch, que se ha utilizado durante
décadas en África del Sur. El caso de la conversión de gas a líquidos se ha
construido una planta en Qatar, y se estudia otra en US.
A pesar de la gran inversión realizada, este tipo de
producción por conversión no pasará en ningún caso de los 2 Mbd a nivel
mundial, y eso según los pronósticos más optimistas de la propia EIA.
No obstante, este tipo de conversión encierra varios
problemas intrínsecos que dificultan su desarrollo de cara al futuro.
- Infraestructura muy cara.
- Proceso muy intensivo en energía (Resultando en una TRE
muy baja), además de producir cantidades desproporcionadas de CO2.
- Solo es económicamente viable en caso que gas y carbón
estén muy baratos en relación con el petróleo.
Recuperación
mejorada del petróleo
Este método consiste en la inyección de CO2 para movilizar
al petróleo en yacimientos agotados o casi agotados. Este método no es nuevo, y
a pesar de haber estado en uso durante décadas nunca ha pasado ser una
producción residual, y su metodología hace muy difícil un gran incremento en la
producción total.
De cara al futuro, a pesar que la EIA estima que en 2040
su producción duplicara la actual, el montante total no superaría los 700.000
Mbd.
Un buen resumen final para el análisis de los recursos no
convencionales, creo que la siguiente grafica será bastante ilustrativa de la
situación, ya que suelo ver como el término ‘reservas’ muchas veces es malinterpretado.
En ella podemos ver a modo simplificado, como a pesar que
las reservas no convencionales existentes son enormemente grandes, estas no
pasan el umbral primero del límite de precio y tecnología ni el de la tasa de retorno energético (TRE), haciendo
que la gran cantidad de reservas existentes no sean factibles para su uso real.
Termino con este análisis del petróleo no convencional, el
análisis global del sector petrolero, en el que vemos que mantener la
producción y no ya incrementarla a medio plazo se antoja verdaderamente
complicado, ya que la tendencia hacia la extracción de petroleos peores y mas caros hará que la ya difícil situación actual no haga sinó empeorar en el medio plazo. Asimismo, esto no implica que vayamos a tener problemas de subministro en el corto plazo, ya que como hemos visto en el artículo de hoy, los petroleos alternativos són una buena forma de incrementar la producción mundial, aunque su efecto no sea duradero en el largo plazo.
A modo de resumen de estos 2 artículos, voy a compartir unos de gráficos bastante representativos de la situación aquí comentada, que ha publicado recientemente Steven Kopits, director de Douglas Westwood, en una conferencia realizada en la Columbia Center on Global Energy Policy.
Relación desde 2000 del Capex total de algunas de las mayores empresas petroleras del mundo, y su producción total.
La evolución desde 1985 de la tasa de crecimiento compuesto anual (CAGR; Compound Anual Growth Rate) del coste total de extracción, donde se puede ver el cambio de tendencia producido desde el año 2000.
Y para
terminar, el precio de petróleo necesario de cada empresa petrolera para
conseguir tener un flujo de caja neutral después del pago de capex y
dividendos. Que nos muestra una industria que necesita que el precio del
barril se mantenga por encima de los $100 por barril de forma casi obligatoria.
(Aunque más o menos se pueda ver, siento que los nombres no se vean mejor).
En los siguientes artículos, vamos a ver ya la situación
de los combustibles fósiles alternativos, como son el gas, el carbón y el
uranio, para poder hacernos así con una visión más general del sector
energético global.
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