ASPO 8: entrevista a Sadad al Husseini
Sadad al Husseini, una de las personas que mejor conocen la industria del petróleo saudí, no estuvo personalmente en Denver, pero fue entrevistado (parte primera y segunda) unos días antes en Londres por miembros de ASPO USA. El geólogo, ex ingeniero de producción en ARAMCO por más de 30 años, repasa temas tan importantes como la importancia de los nuevos proyectos petrolíferos en el balance del mercado del petróleo, cuál es la producción sostenible en Arabia Saudí, la duración de la actual meseta en la producción de petróleo, el rol de los suministros no convencionales, la importancia de los últimos descubrimientos y el estado de la industria petrolera de Irak e Irán, entre otros. Por su interés, ofrecemos a nuestros lectores una traducción de la transcripción de la entrevista cuyos fragmentos más destacados pudimos ver durante las conferencias de ASPO en Denver:
Entrevista a Sadad al Husseini
Sadad al Husseini: Soy geólogo de formación e ingeniero de yacimientos (ingeniero de producción) por mi experiencia profesional. Empecé en Aramco en 1970 y me retiré en 2004. Pasé la mayoría del tiempo en actividades de exploración y producción pero también en la gestión de proyectos. Después de eso me he dedicado a la consultoría.
Bowden & Andrews: Asuma por un momento que los declives en la demanda se han estabilizado y que en aproximadamente un año volvemos a un crecimiento modesto. ¿Los nuevos proyectos petroleros que se esperan son adecuados para satisfacer la demanda creciente durante unos cuantos años más?
SaH: He estado siguiendo el número de proyectos, globalmente, durante un largo tiempo, tanto en Oriente Medio como en otros lugares: Rusia, Brasil, la costa oeste de África y otros. Mucha de esta información es de dominio público, así que no hay mucho misterio. La Agencia Internacional de la Energía hace poco reportó los mismos números. Resumiendo, no hay suficientes proyectos. No hay suficiente nueva capacidad dispuesta, en los próximos cinco o seis años, para compensar los declives globales. Y eso asumiendo un nivel de crecimiento muy moderado para los declives, del 6 al 6,5% fuera de la OPEP y quizás del 3,5 al 4% para la OPEP.
Incluso con esos niveles de declive modestos, básicamente vamos a ver una insuficiencia de capacidad en dos o tres años. La capacidad excedentaria actual nos tranquiliza, pero tiene que ver más con la falta de demanda que con el exceso de suministro. A largo plazo es incluso peor porque entonces el tiempo necesario para descubrir, desarrollar y poner en producción se va hasta los 10 años. Y no se está haciendo lo suficiente tampoco a largo plazo. Así que es un problema a corto y a largo plazo.
B&A: ¿Una producción de 12,5 mbd en Arabia Saudí es hoy sostenible y hay planes para expandirla más allá?
SaH: Arabia Saudí tiene una reputación muy profesional y creíble a la hora de declarar su capacidad productiva y cumplir sus objetivos de producción. Cuando el Reino anunció un objetivo de 12,5 mbd de capacidad, de hecho dedicaron los fondos suficientes para desarrollar esa capacidad y lo estamos viendo ahora: 250.000 bd en Shaybah, 1,2 mbd en Khurais, 500.000 bd en Khursaniyah y 900.000 llegando en un par de años en Manifa. Esos son proyectos reales y capacidades reales. No creo que sea un problema que Arabia Saudita pueda traer el petróleo que dice poder producir. La pregunta es: ¿y el resto del mundo? ¿Es capaz el resto del mundo de compensar la diferencia? Si consideramos entre 85 y 90 mbd, y Arabia Saudí contribuye con 12,5 mbd, ¿quién va a proporcionar el resto y cuánto esfuerzo se está dedicando? Y con tasas de declive de entre un 7 y un 8%, eso significa que cada año hay que añadir 4 o 5 mbd en capacidad neta de los nuevos proyectos. Ahí está el desafío. No creo que el problema sea Arabia Saudí. Creo que el problema es el resto del mundo.
B&A: ¿Por qué cree que no se quiere reconocer que la producción mundial de petróleo está alcanzando o ha alcanzado una meseta?
SaH: Se está dando marcha atrás en la noción de que hay una meseta en el suministro de petróleo mundial, basada en la falta de información o la falta de investigación. De hecho, si mira los datos publicados, por ejemplo el informe estadístico anual de British Petroleum, está muy claro que desde 2003 hasta ahora la producción de petróleo apenas se ha incrementado. La información está ahí. Si se fija en los anuncios de Chevron de los últimos años, afirman claramente que ya hemos gastado la mitad de las reservas. De nuevo la información está ahí, los hechos están ahí. Los precios del petróleo no se cuatriplicaron durante un periódo de tres o cuatro años por ninguna otra razón que la escasez de suministro. Sí, ha podido haber una volatilidad reciente en 2008, pero la tendencia al alza en los precios empezó entre 2002 y 2003. Eso son realidades y el retroceso es una muestra de que de alguna manera los mercados no son capaces de manejar esas realidades, que la gente no puede aceptarlas.
Por otra parte, si no se habla de esto, nunca se arreglará. Esto no va mejorar. Esto va a empeorar porque tenemos crecimiento de población en todo el mundo, si tiene un nivel de vida que está mejorando en todo el mundo, si hay aspiraciones en todo el mundo de una mejor calidad de vida, y la gente quiere energía, entonces es muy importante hablar acerca de los hechos y encontrar soluciones en vez de actuar como si estas cosas no existiesen y esperar a que una solución se materialice de la nada. Este es el papel del gobierno, señalar las cuestiones y solucionarlas, o al menos tomar una posición e intentar arreglar los problemas. Pienso que el retroceso es imprudente.
B&A: ¿Qué piensa acerca del rol de los suministros no convencionales?
SaH: Creo que es muy importante entender las diferencias entre los proyectos de petróleo convencional y los proyectos de petróleo no convencional, digamos, los petróleos extrapesados. La AIE listó en su informe a largo plazo de 2008 un montón de proyectos. Si se fija en los proyectos de petróleo convencional, algo que yo he hecho, y traza la capacidad acumulada frente a los costes acumulados, lo que resulta son costos de 30 a 32.000$ por barril de capacidad para el petróleo convencional. Esto para proyectos aportando al suministro entre 2008 y 2015. Si se fija en los no convencionales, como el extrapesado canadiense, e incluyo dos proyectos en Qatar de proyectos Gas a Líquidos, el coste por barril de capacidad es de 92.000$. Es tres veces el coste del petróleo convencional. Esto quiere decir que si queremos 100.000 barriles de petróleo no convencional (como el petróleo sintético canadiense), tiene que invertir 9.000 millones de dólares. Y eso son los costes actuales. Para el petróleo convencional, si puede encontrarlo, son 3.000 millones de dólares por 100.000 bd. Pero incluso el convencional se ha vuelto caro. Si se fija en Tengiz y Kashagan, se están gastando de 40 a 50.000 millones de dólares para producir de 500 a 600.000 bd. Todo se está volviendo más caro y lento de desarrollar.
Sí creo que tendremos petróleo crudo sintético. Los alemanes alimentaron su maquinaría de guerra en la SGM con Carbón a Líquidos, pero era una solución muy cara, no podemos sustituir 80 mbd con Carbón a Líquidos. Serán suplementos importantes pero no sustitutos.
B&A: ¿Será la penalización en energía neta asociada con los recursos no convencionales de petróleo un gran retraso para su desarrollo?
SaH: No hay duda que la energía utilizada en extraer esos crudos extrapesados será una penalización muy alta, ya sea en forma de combustibles como el gas natural para calentar los bitúmenes para que fluyan, ya sea en términos de procesamiento en superficie para extraer dos toneladas de arena por cada barril de petróleo y después el refinado para convertirlos en crudos sintéticos. Lo mismo sucede con los Gases a Líquidos, básicamente se gasta un tercio del gas en transformar los dos tercios restantes en líquidos. Así que tenemos rendimientos decrecientes. Sí, será posible obtenerlos, creo que todos pronostican de 4 a 5 mbd de fuentes no convencionales, quizás llegando a 8 o incluso 10 mbd en 2030. Pero esos 8 mbd son solo el 10% del consumo total. No es una solución.
B&A: Recientemente ha habido numerosos anuncios de nuevos descubrimientos de petróleo. ¿Puede ponerlos en contexto? ¿Cómo y cuando contribuirán al suministro de petróleo mundial?
SaH: Ha habido frecuentes descubrimientos en los últimos cinco a diez años, en términos de grandes yacimientos e incluso yacimientos gigantes, en las aguas ultraprofundas en el Golfo de México, por ejemplo. Pero son formaciones difíciles y muy caras. Cuando perfora un pozo y le cuesta de 80 a 90 millones de dólares, ese pozo no le dice a uno cuantas reservas hay, así que hay que perforar cuatro o cinco pozos adicionales para delinear la acumulación. Y entonces tiene que ver cómo estimula y fractura lo que es básicamente la roca madre a esa profundidad. Esas acumulaciones son muy caras de desarrollar. Los yacimientos africanos occidentales, digamos en Angola, son un tremendo éxito exploratorio, pero ahora se han ido desde la plataforma continental a los taludes continentales profundos, y se les está agotando las áreas de concesión. En Brasil Tupí es un descubrimiento fantástico, en un sentido geofísico la sísmica ha sido soberbia, la claridad en la delineación es maravillosa. Estas formaciones deberían tener mucha permeabilidad.
Por otra parte, en algunos de esos nuevos descubrimientos, existen problemas con los crudos parafínicos, o gases sulfurosos que deben ser separados de la producción de gas e inyectados en el yacimiento. Hay zonas de sal que son muy plásticas y que pueden presentar problemas a la hora de preservar la integridad del pozo. Hay muchos desafíos en esos yacimientos que necesitan desarrollos tecnológicos propios. Sí, tenemos descubrimientos, importantes y lentos de desarrollar. Si el descubrimiento de Tupí, que se dio hace un par de años, no va a entrar en producción hasta 2017 o 2018, eso es mucho tiempo de espera. ¿Cuál es el objetivo? 1 millón de barriles al día. Los declives habrán superado esa tasa mucho antes, seguramente en el propio Brasil. Así que básicamente nos quedamos igual.
B&A: Ha hablado de los problemas futuros de la producción de petróleo desde hace años. ¿Recuerda cuando empezó y qué le motivo a hacerlo?
SaH: Los problemas con las restricciones en el suministro en realidad empezaron a finales de los 70. Durante el periodo 1979-1980 hubo una rapidísima alza en la demanda de petróleo y una incapacidad de suministrarlo. Y se le pedía a Arabia Saudí que subiese su capacidad de producción de los 8-9 mbd a los 10-15 mbd. Y francamente era muy difícil conseguirlo. En ese momento fue cuando empecé a preocuparme por el asunto de los suministros de petróleo. Esta preocupación despareció a mediados de los 80 porque la demanda era baja y llegaron alternativas. De todas formas el problema resurgió a mediados de los 90, especialmente a finales de los 90 cuando los precios del petróleo se derrumbaron. No había inversión o muy poca inversión en capacidad productiva. Al mismo tiempo se produjo un rápido aumento de la demanda. Los países de la OPEP fueron vistos como la solución, de alguna manera iban a aumentar su capacidad de los 20 a los 30 hasta los 40 mbd, y no pensé que fuese sostenible. Así que empecé realmente a implicarme en este problema a finales de los 90.
B&A: En el pasado usted mencionó que las reservas mundiales están sobrevaloradas en 300.000 millones de barriles.
SaH: Es muy importante ser fiel a las definiciones correctas de reservas cuando se habla de petróleo. El petróleo es dinero en el banco. Si no se es muy preciso en su definición, uno puede hacer asunciones insostenibles. Las cifras publicadas en la actualidad, lo que yo llamo “reservas declaradas”, están alrededor de los 1,2 trillones de barriles. A eso hay que añadir 150.000 millones de barriles de crudos extrapesados y 150.000 millones en bitúmenes canadienses. Esto podría hacerle creer que tenemos aproximadamente unos 1,5 trillones de barriles de reservas probadas de petróleo. En realidad, apenas están probadas. Hay mucha especulación. Si volvemos las definiciones empleadas por la Security and Exchange Comission (SEC), estas cifras caen bastante, quizás hasta los 900.000 millones. Creo que es importante ser preciso acerca de las definiciones e incluso las estimaciones actuales, porque es la única manera en que podemos decidir cuánto se puede suministrar a tiempo. Así que sí, diría que tenemos 900.000 millones en reservas probadas, quizás 1,2 trillones en probables y potenciales. Pero ese sería el límite.
B&A: ¿Son los proyectos suficientes para satisfacer una meseta de producción durante unos años o cree que nos dirigimos hacia un declive en la producción total de petróleo?
SaH: La manera en que uno ha de mirar el suministro a largo plazo es una función de diferentes factores. Están los factores técnicos: reservas, tasas de declive, agotamiento. Están los factores económicos: tasas de inversión basadas en precios, basadas en el pronóstico de beneficios. Están los asuntos de oportunidad: acceso a las áreas de exploración, acceso a los yacimientos ya agotados que podrían beneficiarse del beneficio de la recuperación mejorada. Y entonces están los problemas de geopolítica general, ¿puede accederse a algunas áreas? La inestabilidad en Nigeria, los asuntos de política doméstica en Venezuela, la política rusa. Así que el largo plazo no es estrictamente técnico, es técnico, político y económico.
Al mismo tiempo, cuando observamos la cuestión técnica, sí, hay muchos recursos que no han sido aprovechados. Se puede ir a los carbones a líquidos, gas a líquidos, puede irse al océano ultraprofundo y a las regiones árticas, pero son todos mucho más caros y hay un techo en cuanto a lo que la economía global puede permitirse. En términos generales, una vez que gastamos del 5 al 6% del PIB global en petróleo, ahí tenemos el techo. No se puede asumir que la gente pagará el precio cada vez más caro. Por esta razón creo que tenemos una frontera, tenemos un límite en lo que está disponible con las tecnologías actuales, en términos de suministros suplementarios.
No obstante, se puede mitigar la demanda. Se puede ser más eficiente, y esa puede ser la oportunidad oculta por la que, a través de la mejora de la eficiencia energética, podemos utilizar mucho menos petróleo y gas y hacer que dure más.
Así que sí, de alguna manera hay una meseta, pero la meseta no es una crisis, es una oportunidad para ser más eficiente.
B&A: Hace dos años dijo que “la teoría económica normal no funciona en este caso y eso es porque hay techos en la industria petrolera que no permitirán a la ecuación normal funcionar”. ¿Puede elaborar acerca de esto en la situación actual de la producción mundial de petróleo?
SaH: La naturaleza de la industria del petróleo es tal que lleva mucho tiempo entregar la capacidad adicional. Y al mismo tiempo está siendo evidente que los recursos para entregar capacidad adicional no están ahí. Para darle una analogía, sí, podemos poner a un hombre en la Luna, podemos poner a diez… ¿podemos poner 10.000? No existen los recursos. Se presiona a la industria del petróleo para que entregue una enorme cantidad de petróleo, estamos produciendo 85 mbd, con pronósticos que llegan a los 100 mbd. Así que compensemos los declives, añadamos nueva capacidad, y hagamos todo esto de una manera sostenida y a precios asequibles, y ahí es cuando las cuentas no salen. No tienes la logística, no tienes la infraestructura industrial, y los costes aumentan. Hace poco hemos sido testigos de que cuando utilizas semisumergibles cuya operación cuesta entre 500 y 600.000 dólares al día, ya no puedes permitirte más petróleo barato. Esa es la realidad.
Las cuentas no salen. No es cuestión de invertir poco dinero y sacar mucho petróleo. Ahora es invertir mucho dinero y sacar poco petróleo.
B&A: ¿Cuál cree que será el escenario más probable para la producción de petróleo de Irak?
SaH: Como ingeniero del petróleo, Irak es una oportunidad muy interesante. En Irak se ha descubierto petróleo desde el comienzo del último siglo. Históricamente, la mayoría de sus gigantes han sido producidos en cantidades muy altas durante un largo tiempo, ya sea Rumaila o Kirkuk u otros. Son maduros. Y las cifras citadas a menudo de Irak son muy altas, 115.000 millones de barriles es lo que creo que reportan ahora. Algunos de mis amigos iraquíes que han trabajado en la industria me comentan que las cifras de reservas probadas están más cerca de los 70.000 millones de barriles. Pero incluso si aceptamos estas cifras, para producir un yacimiento maduro necesitamos energía en el yacimiento, necesitas mantener la situación del proceso de agotamiento. Puedes hacerlo con inyección de agua o con gas, y necesitas empuje artificial. ¿De donde va a venir el agua en Irak? Si vas a producir Rumaila en 3 mbd, como recientemente se ha propuesto, necesitas inyectar quizás 1,5 barriles de agua (o su equivalente en gas) [N. del T: 1,5 barriles de agua por cada barril de petróleo extraído], eso tiene que ser agua de mar procesada. No hay un sistema preparado para eso, nadie está trabajando en esto.
No hay un plan en Irak para desarrollar sus recursos. Lo que hace cualquier compañía es coger un yacimiento y decidir qué hacer con él, pero no nos da un programa nacional, no nos da un proceso integrado. Si se suman todas las capacidades de las que se hablan, de 7 a 8 mbd, ¿de dónde va a venir el gas natural para mantener la presión y vaciar los yacimientos? Hace mucho tiempo que esos yacimientos son maduros.
Creo que Irak está haciendo un fantástico trabajo intentando mantener su producción actual. Hay gente muy habilidosa, muy buenos ingenieros y profesionales. Tienen un gran desafío, tienen que reconstruir un país, no solo una industria. Necesitan energía, transportes, comunicaciones y, lo más importante de todo, necesitan organización. Irak probablemente volverá a los 2,3 – 3 mbd, quizás 4 mbd. Creo que eso probablemente será el techo. Es casi lo que produce Irán.
B&A: ¿Puede comentar sobre la futura producción de Irán?
SaH: El caso de Irán es muy extraño porque tienen grandes reservas, tienen yacimientos muy grandes. Pero son muy maduros, casi 3 mbd de capacidad en Irán vienen de yacimientos que han agotado el 50% de las reservas. Tienen un problema real con la antigüedad de sus yacimientos. Están dispuestos a incrementar la inyección de gas en los yacimientos que tienen una estructura muy anticlinal, muchos de ellos muy pronunciados, y piensan que inyectando más gas natural mejorarán el drenado por gravedad. De todas formas, necesitan grandes volúmenes de gas natural. Hablan de que necesitan 10.000 millones de pies cúbicos diarios para la inyección de gas natural, actualmente utilizan unos 3. Para llegar a ese gas tendrán que desarrollar sus campos de gas no asociados. En este caso, South Pars. Pero South Pars se ha retrasado mucho por el embargo en el desarrollo del gas iraní y en general de su industria petrolera. Así que Irán se va a encontrar con el problema de que necesita mejorar su recuperación con el gas para sostener la capacidad productiva pero no tiene acceso a su propio gas por falta de tecnología. Y en general tienen una fuerte demanda doméstica de gas natural. Irónicamente, mientras Irán tiene las segundas reservas mundiales de gas, más de 1 trillón de pies cúbicos, no son exportadores de gas, son importadores de gas, en realidad importan un poco de Turkmenistán. Esta es la paradoja de Irán: dicen tener 130.000 millones de barriles de petróleo y más de 1 trillón de pies cúbicos de gas natural pero no son capaces de producir más de 4 mbd y ni siquiera pueden exportar gas natural. Es realmente una tragedia.
·