¿”Revolución energética” o sólo una fiesta americana? Todo indica que, dentro de una década, los hidrocarburos en lutitas volverán a ocupar un porcentaje marginal en la producción
de petróleo y gas de Estados Unidos.
EDGAR OCAMPO TÉLLEZ
El singular éxito de la explotación de los hidrocarburos de lutitas en los Estados Unidos es un fenómeno particular y aislado, que sólo ha podido desarrollarse en aquella nación debido a que reúne una serie de factores únicos. Y como son únicos, será muy difícil que este fenómeno se reproduzca a la misma escala y a la misma velocidad en algún otro lugar del planeta.
La robusta estructura de la industria petrolera norteamericana y los fondos de inversión especulativos son los principales motores que han impulsado esta desbocada carrera por los hidrocarburos de esquistos. Sin embargo, también convergen como importantes promotores del shale el papel geoestratégico que juega este recurso, la declinación de la producción de petróleo convencional en los Estados Unidos desde 1970, el tipo de propiedad de la tierra en ese país, la continua degradación de la economía y el consecuente deterioro del mercado laboral norteamericano desde la crisis del 2008.
El fenómeno del shale difícilmente merece el calificativo de “revolución energética”, como muchos de sus promotores señalan. No se trata de algo nuevo. Son reservas de hidrocarburos no convencionales bien conocidas, que nadie había aprovechado hasta recientemente y que la industria había dejado de lado porque su explotación es compleja y costosa. Su productividad es baja y los riesgos son elevados.
Tradicionalmente, la producción de hidrocarburos convencionales proviene de depósitos que contienen petróleo y gas que migró desde las rocas madres durante millones de años que pueden ser extraídos a través de un proyecto integral delimitado con perforaciones puntuales. El shale es diferente y se requiere una perforación masiva en constante aumento. La producción se extrae de forma directa de la roca madre. El geólogo Arthur Berman, consultor de Labyrinth Consulting Services, quien además trabajó para la petrolera Amoco Corp. durante 20 años, describe claramente la realidad del shale: “Estos yacimientos en rocas son espantosos; ésa es la razón por la que esperamos hasta que se agotaran todas las demás reservas para desarrollarlos”.
Tampoco es probable que el shale sea la vía milagrosa para la independencia energética de los Estados Unidos y vaya a durar 100 años, ya que el auge de estos yacimientos será como máximo de entre 10 y 15 años, dadas las características de su explotación y a consecuencia de la fuerte declinación de la producción de cada pozo. Bill Powers, un analista independiente, inversionista y editor de la revista “Powers Energy Investor”, afirmó en una entrevista para “Business Insider” que el negocio del shale gas no durará más 10 años, basándose en la evidencia de que la producción de la mayor parte de los campos que ya está declinando o se encuentra estancada, con excepción de Marcellus, Eagle Ford y Bakken (ver gráfica 1).
Es sintomático que en ningún otro país del mundo se esté desarrollando de forma masiva la explotación de este tipo de yacimientos y es curioso que ninguna de las oil majors realice inversiones masivas en lutitas. Por el momento, el shale no parece motivar especialmente a las grandes petroleras para invertir y es poco probable que en el mediano plazo lo vayan a hacer, dado que casi todas han anunciado fuertes recortes en sus montos de inversión para los próximos años en exploración y producción. Shell va a reducir su presupuesto de 44 mil millones de dólares en 2013 a 35 mil millones de dólares para este año; por su parte ExxonMobil lo va a reducir de 42 mil millones de dólares en 2013 a 38 mil millones en 2014.
Inglaterra va a abrir este año 150 licencias de explotación para hidrocarburos en lutitas. Hasta el momento, sólo la francesa Total ha respondido a la oferta, pero con una pequeña inversión de alrededor de 48 millones de dólares para determinar el potencial de la región de Gainsborough Trough. Al parecer, ni BP ni Shell, que son europeas, le van a seguir el paso a Total en Reino Unido.
Simon Henry, director de finanzas de Shell en Inglaterra, dijo que para su empresa “existen mejores oportunidades de desarrollo en otras regiones del mundo y que no van a invertir en el shale gas de Reino Unido sólo porque los ingleses sienten que es algo bueno”.
En Francia, está prohibido el aprovechamiento de petróleo y gas de lutitas. En Polonia, Exxon Mobil, ENI, Marathon y Talisman están abandonando sus proyectos de shale. Según un especialista de Rystad Energy, la técnica de fracturación hidráulica usada en Norteamérica no está funcionando en los campos de lutitas de Polonia. Finalmente, en el gran yacimiento de Vaca Muerta en Argentina, existen actualmente solo 161 pozos que producen 20 mil barriles diarios y las inversiones de Shell y Total han sido, hasta ahora, modestas.
Pongamos en el contexto americano el milagro del shale: En el marco político, las importaciones de petróleo desde Medio Oriente constituyen una incómoda dependencia de los Estados Unidos a las “inestables” naciones árabes. Poder explotar el petróleo en casa, aunque sea malo, es mejor que traerlo de regiones hostiles. Siempre ha sido una opción válida y hasta patriótica, sin importar que los costos de explotación sean elevados. Además, revertir la caída de la producción de petróleo que venía ocurriendo desde 1970 es un asunto de Estado y no un simple objetivo en el plan de negocios de la industria petrolera americana. Es decir, estamos en un escenario en el que la explotación de las reservas de hidrocarburos de shale se promueve como de interés nacional, ya que constituyen una vía para la seguridad energética.
Promover el negocio del shale con un sentido de honor tiene un impacto importante sobre los inversionistas y los contribuyentes.
De ahí las declaraciones de varios congresistas, como las del senador John Hoeven, por Dakota del Norte, donde se ubica el yacimiento Bakken, quien afirmó que “…los problemas del gas en Europa, provocados entre Rusia y Ucrania, debían servir como recordatorio para impulsar la producción en casa, porque es central para la seguridad económica y nacional”. O las declaraciones en ese mismo sentido de T. Boone Pickens, Presidente del hedge fund BP Capital Management, quien instó los televidentes de CNBC, a cambiar el parque vehicular americano de gasolina a gas natural para evitar “comprar el petróleo al enemigo”.
En el ámbito económico, el gobierno norteamericano requería con urgencia de una actividad económica de relevo para compensar la pérdida masiva de puestos de trabajo que causó el estallido de la burbuja inmobiliaria en 2008 y contener la inflación. Para la administración de Obama, el negocio del shale no pudo darse en un mejor momento. Por lo general, el crecimiento de la producción de hidrocarburos, además de crear empleos, permite bajar el precio de la energía.
En el aspecto técnico, lo que ha posibilitado el boom del shale es que los Estados Unidos cuentan con una inercia industrial petrolera histórica, de más de un siglo y medio de trabajo y de experimentación. Cuentan con un dominio generacional del negocio; es digamos, su patente familiar desde que surgió, en Titusville Pensilvania en 1859, el primer pozo comercial de petróleo. Fue George P. Mitchell y su compañía Mitchell Energy, quien puso a punto la perforación horizontal con fracturación hidráulica en el yacimiento de Barnett. Además, los Estados Unidos cuentan con infinidad de pequeñas, medianas y grandes compañías de servicios petroleros que poseen un importante inventario de equipos de perforación y una vasta red de ductos. Algunos de los ejecutivos de este sector han ocupado puestos de decisión en el gobierno de los Estados Unidos. El territorio norteamericano cuenta con una vasta red de carreteras que permite el acceso rápido a regiones remotas. Reunidos todos estos elementos, se logra una inigualable base técnica y de infraestructura para el desarrollo de los hidrocarburos de lutitas en Norteamérica que no existe en ninguna otra parte del mundo.
En la parte financiera, son los recursos provenientes de los fondos especulativos de inversión, los que han impulsado a las compañías petroleras en esta aventura. Los hedge funds encontraron un nuevo nicho en el negocio petrolero del shale, después de un amargo periodo de turbulencias que ocasionó el estallido global de la burbuja inmobiliaria y sus posteriores secuelas que se tradujeron en el cierre de instituciones financieras, la desestabilización de bonos del tesoro y la quiebra de deuda soberana de varios países.
El negocio del shale ha recibido cantidades muy importantes de capital provenientes de los inversionistas de todo el planeta, porque la debacle mundial inmobiliaria-financiera, no dejó muchas opciones a las cuales apostarle. El negocio del shale gas fue uno de los mejores rendimientos en los mercados de Wall Street a partir de la crisis financiera. Según un analista de Ernst & Young, las primeras 50 compañías de petróleo y de gas dedicadas a la explotación de lutitas, movilizaron en promedio cada año 126 mil millones de dólares, desde el 2008, cifra similar a lo que gastaron juntas Shell, Exxon y Chevron en el 2013 en exploración y producción en todo el mundo.
Es así que una vez reunidos todos los ingredientes, se inició a partir de 2005 la carrera de las empresas petroleras hacia Haynesville, Eagle Ford, Bakken, Marcellus, Permian, Niobrara y otros, tras el oro del shale, respaldadas por millones de dólares provenientes de los hedge funds que se movieron con las mismas estrategias que se usaron para el sector inmobiliario.
Los resultados de esta “fiesta americana” son evidentes y han sido casi inmediatos. Se ha revertido la tendencia de caída de la producción de hidrocarburos de los Estados Unidos, se ha logrado el renacimiento del sector petrolero norteamericano y de paso se ha iniciado la reindustrialización de algunas regiones americanas gracias al bajo precio del gas. Se han generado millones de empleos. Según un reciente informe de IHS Cera, se han creado entre 2005 y 2012 alrededor de 2.1 millones de empleos en este sector.
Sin embargo, en el punto más álgido del desarrollo del shale, la sobreproducción originó una tendencia a la baja del precio del gas más allá del límite de lo rentable. Nadie pudo disminuir el ritmo de producción para contener el desplome del precio, porque la lógica del arrendamiento de los terrenos se lo impedía. Al inició del boom, muchas empresas motivadas por la gran expectación se comprometieron con grandes extensiones de suelo que tenían que explotar en un lapso de tres años, porque fueron contratadas bajo el esquema de “use it or lose it”. Al parecer, era menos grave seguir produciendo que perder los arrendamientos, debido a que las compañías son cotizadas en la bolsa de valores dependiendo de sus reservas y de su producción.
El precio del gas está ahorcando a los jugadores del shale al provocar graves desbalances en los resultados financieros de las empresas como Chesapeake Energy Corp., Encana Corp. y EOG Resources. Muchas compañías están tratando de vender sus contratos de arrendamiento para mover sus equipos de perforación que tenían en los yacimientos de gas, como ocurre en Haynesville, para ubicarlos en campos que contienen petróleo. El abrupto abandono del Haynesville Shale, que se inició a principios del 2010, fecha en la que el rig count tenía 240 equipos trabajando, provocó que su producción entrara en declive desde 2012 (ver gráfica 2). Hoy el rigcount en Haynesville es de sólo 50 equipos. Sólo Marcellus está aumentando de forma importante su producción de gas debido a que los pozos tienen una productividad mayor y a que el mercado de gas en el norte de los Estados Unidos es más atractivo. Es previsible el estancamiento de la producción global de gas de los Estados Unidos en los próximos años (ver gráfica 3), para entrar posteriormente en declive, debido a que se está perdiendo el acelerado ritmo de perforación que se requiere.
Cuando se inició la explotación del shale, se supuso que con la técnica de perforación horizontal y fracturación hidráulica el comportamiento general de los campos iba a ser más o menos homogéneo y de manera uniforme. lo que animó al Departamento de Energía (DOE) de los Estados Unidos a aventurar cifras muy altas de las reservas recuperables de gas. La realidad ha mostrado que la producción es muy dispareja, que los sitios de alta productividad son puntuales y que en la mayor parte de las regiones la extracción es marginal o no rentable. La baja productividad de muchas regiones provocó que para el año 2012 el DOE revisara a la baja sus estimaciones de reservas de shale gas en un 40% de 827 mil millones de pies cúbicos a 482 mil millones de pies cúbicos.
Las explotaciones comenzaron por los sweet spots o los sitios más ricos y la producción se elevó rápidamente, pero a medida que avanzaron los trabajos sobre regiones menos productivas, los resultados fueron tornándose cada vez más pobres, por lo que está siendo más difícil luchar contra la rápida declinación general. A pesar de los avances técnicos y las mejoras que se han logrado con la experiencia de los últimos años para mantener los niveles de producción estables, es casi obligado aumentar en permanencia la cantidad de perforaciones para evitar la declinación global, por lo que los montos de inversión se disparan y la productividad se mantiene estable o se desploma.
Las dificultades de los hidrocarburos en lutitas son la rápida declinación de la extracción y la baja productividad. Un pozo de petróleo de este tipo produce en promedio 600 barriles diarios de aceite durante el primer mes, a diferencia de los 8,000 barriles diarios que puede producir un pozo convencional. Además, el flujo se desploma rápidamente, con una tasa de declinación de hasta el 60% durante el primer año, y llega a sólo 150 barriles al día, a diferencia de un pozo convencional que puede mantener su producción estable mucho más tiempo y declinar suavemente. En un plazo de 5 años el pozo pierde toda su capacidad (ver gráfica 4). El costo de cada perforación promedia los 10 millones de dólares en los Estados Unidos, los resultados no siempre son positivos y los esfuerzos para culminar un pozo son muy complejos. En México algunos pozos han llegado a costar 20 millones de dólares, según la agencia Rystad Energy. Cada perforación puede requerir unos 1 900 viajes ida y vuelta de vehículos tipo tractocamión pesado, de los cuales por lo menos 250 son de agua y hasta 1 400 viajes de vehículos ligeros.
El problema inherente de los hidrocarburos no convencionales como el shale se debe a su baja tasa de retorno energético (TRE), que es invisible para la industria, porque sólo se calculan facturas, cheques y dinero. Si se calculará toda la energía dispuesta en un pozo de lutitas, sumando máquinas, herramientas, combustible, materiales, personal y todo lo requerido, no en dinero, sino en medidas de energía como el kilowatts hora o barriles de petróleo, y se restara ese monto de energía a la energía producida en cada pozo, se entendería mejor el verdadero problema de este tipo de explotación. El shale funciona porque está siendo financiado con la energía del petróleo barato de otras regiones.
Más del 90% de la producción de shale oil de los Estados Unidos recae en tan sólo tres de los 20 primeros campos productivos, Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford y Permian en Texas. El resto sólo aporta volúmenes menores. Más del 70% de la producción de shale gas sale apenas de cuatro de los 30 primeros campos, Marcellus en Pensilvania, Haynesville en Texas-Luisiana, Eagle Ford y Barnett en Texas.
Arthur Berman advierte que la producción de petróleo de Bakken y de Eagle Ford puede durar tan sólo unos años más, para luego entrar en declive. Estos dos campos suponen el 80% del crecimiento de la producción de combustibles líquidos de los Estados Unidos. La misma opinión tienen otros dos especialistas, el consultor y geólogo retirado Jean Laherrère, quien trabajó para la francesa Total durante 37 años y David Hughes, quien fue gestor de investigación durante 32 años en el Servicio Geológico de Canadá. Sus pronósticos indican que Eagle Ford y Bakken van a alcanzar su pico de producción en el año 2016 (ver gráfica 5). Por otro lado, Berman ha indicado que la cuenca del campo Permian, a pesar de que dispone todavía de considerables reservas de petróleo, éstas se encuentran en pequeñas acumulaciones y en pozos de muy baja tasa de extracción, en promedio de 100 barriles diarios al iniciar su producción.
En la parte de gas, David Hughes señala que es poco probable que Marcellus, Bakken y Eagle Ford puedan evitar el declive en los próximos años y que la producción en los principales campos caiga en picada, a menos de que haya un incremento importante en el precio del gas y en el número de perforaciones. Además, señala que los esfuerzos necesarios para recuperar las reversas de shale gas son impresionantes. Suponiendo las cifras revisadas en 2012 por el DOE, se van a requerir alrededor de 410 mil pozos para recuperar los 482 mil millones de pies cúbicos de reservas de gas.
Bill Powers ha alertado que el mercado del gas norteamericano tendrá graves problemas. Según él, existen varios factores que pueden provocar aumentos súbitos o picos del precio del gas en el corto plazo. Por un lado, las plantas eléctricas tanto nucleares como de carbón que están cerrando por razones ambientales y de reglamentación, están siendo remplazadas por centrales a gas, se está generando un nuevo parque vehicular que consume gas natural, se prevé el montaje de industrias de fertilizantes y químicos que son grandes consumidoras de gas en la unión americana. Por el otro, las importaciones de gas desde Canadá van a disminuir debido al aumento del consumo interior canadiense, por el auge de la explotación de las arenas asfálticas y a que van suministrar gas a los mercados asiáticos que son más atractivos. Powers advierte que los pronósticos de la AIE donde se supone que Norteamérica estará exportando gas en el 2020, son difíciles de lograr.
La fiesta americana del shale está alcanzando rápidamente su madurez. El ejemplo más claro es Haynesville (ver gráfica 2), donde el aumento de su producción se disparó en 2009 y solo duró tres años hasta el 2012, cuando la extracción se desplomó. Una buena parte de los yacimientos de shale han entrado en declinación o están estables. El aumento de los precios del gas que visualiza Powers, dará quizás otro aliento a las cuencas gasíferas, pero es previsible que cuando los campos más importantes alcancen su pico de producción, que al parecer será por ahí del 2018, el entusiasmo de los inversionistas por la fiesta americana del shale menguará. Al mismo tiempo, los operadores estarán batallando sobre las áreas menos productivas. Ambas realidades serán un freno al frenético ritmo de perforación que es indispensable.
Después de la fiesta, siempre llega la “cruda” realidad. Todo indica que, para el 2025, los hidrocarburos de lutitas regresarán al lugar que les corresponde en el balance de la producción global de los Estados Unidos, ocupando un porcentaje marginal como todos los hidrocarburos no-convencionales. De ser así, la producción de shale oil y shale gas será un efímero alivio para la economía norteamericana.
