Mónica Orozco y Alberto Araujo
Un petróleo de difícil acceso y más costoso hace pensar que el precio seguirá alto a mediano plazo. Pero a largo plazo esto podría cambiar.
El precio del petróleo volvió este mes a escalar posiciones. El West Texas Intermediate (WTI), que sirve de referencia para Ecuador, cerró en USD 108 por barril el viernes pasado, lo que no ocurría desde hace 14 meses.
Pero, en realidad, los precios del petróleo vienen creciendo de manera sostenida desde 1999. Aunque ciertos hechos coyunturales (la crisis aeronáutica tras los atentados del 11 de septiembre del 2001 o la inmobiliaria en el 2008) han provocado caídas en la cotización del crudo, estas han sido temporales, pues los precios han vuelto a subir.
Además de la creciente demanda de petróleo de China, India y otros países emergentes y una reducción de la producción del petróleo llamado convencional, otros factores están presionando los precios al alza: el costo de extracción es cada vez más alto, debido al agotamiento de las reservas de crudo convencional, lo cual exige investigación e inversión para extraer el crudo existente.
Aunque aún quedan abundantes reservas en el mundo, estas se ubican en zonas políticamente conflictivas como el Oriente Medio, que con 807 700 millones de barriles, hoy concentra el 52,9% del total de reservas mundiales.
En el mundo existen unos 50 yacimientos considerados «supergigantes», de los cuales cerca de la mitad están en el Oriente Medio, según anota Guillaume Fontaine, en su libro ‘Petropolítica’ (2010). «En estos países los costos de producción son bajos, pero las necesidades fiscales hacen que requieran precios mínimos. Arabia requiere un precio de USD 80 para financiar su presupuesto», explica el experto Boris Abad.
Desde los años noventa no se han descubierto yacimientos de este tipo.
Esto hace pensar a los críticos más conservadores (o llamados pesimistas) que el petróleo ‘fácil’ y barato se agota. La tesis fue presentada en 1998 por reconocidos geólogos como Colin Campbell y Jean Laherre y luego expuesta por Paul Robert en su libro ‘El Fin del Petróleo’, en el 2004.
Pero para Abad, esto es relativo y depende del desarrollo tecnológico y las condiciones de mercado. El alto precio del petróleo ha hecho hoy que sean rentables los «crudos no convencionales» -ya sean las arenas bituminosas de Alberta, en Canadá, el océano de espeso aceite pesado de Venezuela o el de esquisto (en rocas). «Si cae el precio, salen del mapa petrolero. Pero yo pienso que un precio de USD 80 y 100 ya ha sido asimilado».
Según la Agencia de Información de Energía (EIA, por sus siglas en inglés), en el mundo existen 137 formaciones de petróleo y gas de esquisto en 41 países en el mundo, lo cual representa el 10% del total de petróleo del mundo. Aunque esto ha alejado el fantasma del «fin del petróleo», lo cierto es que, por ahora, la producción de estos petróleos no convencionales es costosa y tiene riesgos ambientales.
Panorama internacional
Un petróleo de difícil acceso y más costoso
El crudo no convencional podría reconfigurar el mapa energético mundial, pero su producción todavía es costosa en la actualidad. Hay, además, costos ambientales.
La tendencia creciente de los precios del petróleo, que se observa desde 1999, se explica por razones de mercado o económicas, pero también por razones físicas o geológicas.
Dentro de las primeras está el aumento de la demanda de petróleo de China, India y otros países emergentes. En tanto, en los factores geológicos están el aumento de los costos de producción y el acceso a reservas ubicadas en áreas sensibles como Alaska o alta mar.
Los costos de producción ahora son más altos. “Muchos de los yacimientos en el mundo son campos maduros que hoy requieren más inversión para sacar ese petróleo y eso va a elevar el precio del petróleo”, dice el académico energético José Luis Fuentes. Además, desde 1990 los descubrimientos de yacimientos de petróleo son cada vez más escasos.
De hecho, el mundo consume hoy unos 32 000 millones de barriles de crudo anuales, pero las reservas que se descubren anualmente solo alcanzan 12 000 millones al año. Esto ha hecho que el mundo vuelva sus ojos a los crudos “no convencionales”.
Se llaman así porque están en condiciones que no permiten el movimiento del fluido, por estar atrapados en rocas (de esquisto) o por tener muy alta viscosidad. Siempre estuvieron ahí, pero la tecnología y el precio del crudo no los hacían rentables.
La tecnología de hoy en día podría hacer que el mundo acceda en el futuro a una energía más barata, como ocurrió con el gas de esquisto, que ha permitido que EE.UU. tenga hoy un precio de gas de USD 4 por millón de BTU, menos que en Asia (USD 10) o Europa (USD 14), dice el experto Mauricio Medinaceli, pero para ello se requieren grandes inversiones.
Además, aún falta mejorar la tecnología. El costo de producción de crudo aún es tres veces mayor (USD 60 por barril) que los crudos convencionales (aunque en Oriente Medio es de USD 6 o menos), explica el experto Boris Abad.
Los datos
El crudo de esquisto. A diferencia de los yacimientos tradicionales, que no suelen superar los 2 000 metros de profundidad, para alcanzar la “roca generadora” o “roca madre” de donde se extrae el petróleo, el crudo no convencional de esquisto requiere de perforaciones que superan los 2 500 metros y a veces hasta el doble.
Crudo extra pesado. El petróleo no convencional de Venezuela se ubica en la Franja del Orinoco y se caracteriza por ser un crudo extrapesado que es tan espeso como la brea. Requiere tecnología para su transporte.
En alta mar. El crudo no convencional en alta mar, como el del Golfo de México o el de la costa de Brasil, está ubicado a más de 1,5 kilómetros de profundidad.
Ecuador agota su mejor crudo pero no aumenta las reservas
Los depósitos de crudo liviano del norte del país están en su etapa final. Las nuevas licitaciones en el sur no han tenido éxito y los nuevos métodos de extracción son costosos.
El Ecuador tiene reservas de petróleo para menos de 20 años (incluida la explotación del eje de los campos Ishpingo, Tambococha y Tiputini, ITT) y las políticas implementadas para ampliar sus reservas aún no dan resultados.
El país posee actualmente una reserva cerca a los 3 200 millones de barriles según datos del Ministerio de Recursos No Renovables. Esta cifra significa que la explotación petrolera podría extenderse por cerca de 18 años con un promedio de producción de unos 180 millones de barriles anuales, cifra promedio que el país ha registrado en los últimos 5 años.
Frente a esta problemática y a una falta de decisión sobre la explotación del ITT, el Régimen diseñó en el 2011 un plan de cuatro ejes para subir las reservas.
El primero fue concretar el año pasado la firma de dos contratos con empresas privadas para aumentar las reservas recuperables de los campos maduros (más de 30 años de explotación) Shushufindi y Libertador. Estos son sometidos a procesos de recuperación mejorada como la inyección de vapor de agua a fin de levantar su extracción que va en descenso por su edad.
El año pasado Shushufindi aumentó su producción en 5,7% mientras que Libertador bajó en 4,7%. Pese a estos resultados parciales, el ex vicepresidente de Petroindustrial, Edmundo Brown, considera que es muy poco tiempo para evaluar su desempeño.
Un segundo eje fue la adjudicación de los campos marginales Armadillo, Ocano-Peña Blanca, Singue y Eno-Ron. No obstante, hasta el momento no existen datos que confirmen su entrada en producción ni avances en su desarrollo.
Los dos últimos ejes de incrementos de reservas giran en torno a la XI Ronda Petrolera del Suroriente donde se licitan 13 bloques petroleros en Pastaza y Morona Santiago. Este crudo es más pesado que el extraído del nororiente del país, es decir de menor calidad y cuya extracción resulta más difícil.
De este grupo de campos se calculan reservas por 300 millones de barriles a una profundidad de hasta 20 000 pies (3 kilómetros). Sin embargo, en una formación geológica más profunda, llamada el precretácico, se esperan mayores reservas. Pese a que la apertura de las ofertas para esta ronda estaba prevista para la semana pasada, fue postergada, de acuerdo con fuentes del sector, por falta de interés.
Brown dice que los costos de producción de este crudo también son mayores por su distancia de las facilidades de producción y por ser más pesados.
