Huida hacia adelante en la explotación de petróleo no convencional

Según el artículo de Bloomberg "Shell, Exxon Tap `High Cost' Oil Sands, Gas as Reserves Dwindle", las actuaciones de las empresas dedicadas a la explotación de petróleo no convencional son verdaderamente desesperadas. En el artículo, donde se admite tácitamente el cenit del petróleo convencional se afirma que la falta de conocimientos de las reservas existentes y los tremendos riesgos de inversión que se hacen en petróleos no convencionales hace que las empresas estén asumiendo perdidas netas de energia tremendas solo por mantener las cuotas de productos comerciales convencionales. La razón última: la existencia de 'rentabilidad económica'.

Las perspectivas de aprovechamiento energético se han perdido totalmente cuando se asumen perdidas de casi el 50 por ciento (reconocido), ya en la propia factoría desde donde habrá que distribuirlo y refinarlo en la mayor parte de los casos, con lo que quizás para el usuario final, descontando todas las perdidas, quede un pequeño porcentaje de energía aprovechable desde el recurso inicial, toda una maravilla del siglo XXI. Todo esto sin entrar en valoraciones medioambientales ni de emisiones 'gratuitas' de CO2 y otros aspectos de penosa valoración. Por su interés, reproducimos aquí la traducción del artículo: Shell y Exxon explotan las arenas asfálticas yel gas de `Alto Costo' mientras las reservas disminuyen.

18 de febrero de 2005 (Bloomberg) - El Presidente Clive Mather de Shell Canadá Ltd., declara que el proyecto petrolero de Athabasca, donde las arena asfálticas son hervidas para producir crudo, puede costar dos veces más que la perforación en el Mar del Norte. Y merece la pena cada centavo, nos dice.

"Si tuviéramos un acceso al petróleo convencional ilimitado, adivino que el interés en Athabasca disminuiría muy rápido, pero no es el caso," dijo Mather en una entrevista el 3 de febrero en Londres. "Este es un petróleo de alto coste, no hay ninguna duda sobre esto. Con los precios actuales, este negocio es todavía muy bueno."

Un declive de 15 años en reservas del petróleo forzando a compañías como los Grupos de Holanda Royal Shell, Exxon Mobil y ChevronTexaco a gastar 76 mil millones de dólares en la próxima década para incrementar provisiones del petróleo de arenas asfálticas y gasoil a partir del gas natural de Qatar, según estimaciones de la Agencia Internacional de la Energía de París. Los ejecutivos del petróleo dicen que ellos no tienen ninguna otra opción, sólo probar alternativas a la perforación porque no queda mucho más crudo que encontrar en sus yacimientos actuales.

"Estamos condenadamente cerca" del cenit de la producción petrolífera convencional, afirma Boone Pickens, quién supervisa más de mil millones de dólares en inversiones relacionadas con la energía en su consultoría de fondos de Dallas, dijo en una entrevista en Nueva York el 16 de febrero. "Pienso que estamos ahí". Suncor Energy Inc., el segundo mayor minero de arenas bituminosas del mundo, es su mayor cliente.

Nueva producción

Las compañías producirán 10.1 millones de barriles del petróleo al día hacia 2030 con los proyectos en Canadá y Qatar, más que la producción de Arabia Saudí de hoy, según los pronósticos de la Agencia de Energía Internacional. Esto es el 8 por ciento del total del mundo.

La Shell gasta 13,70 dólares por barril en su proyecto de Athabasca en Canadá, más caro que los proyectos de perforación, dijo Mather. Los ejecutivos del petróleo dicen que con el precio del crudo cerca de 45 dólares por barril compensan sobradamente el coste suplementario.

La industria petrolera tiene que gastar 3 billones de dólares hacia 2030, ó 105 mil millones de dólares por año, para responder al crecimiento esperado de la demanda, según las estimaciones de IEA.

"La presión sobre el suministro se hará suficiente para poner más dinero en el petróleo no convencional," dijo Peter Odell, un profesor emérito de economía y política del petróleo de la Universidad de Erasmo de Rotterdam. "Este es la evolución natural de un recurso base, del coste más bajo, al coste más alto."

Exxon Mobil, BP Plc, Shell, ChevronTexaco y Total, las cinco compañías comerciales petroleras más grandes conocidas, declararon el año pasado un ingreso neto de aproximadamente 85 mil millones de dólares, iguales a la exportación económica de Venezuela, una nación de 25 millones de habitantes y el tercer miembro de la Organización de Países Exportadores de Petróleo.

Reservas decrecientes, rentabilidad.

Los proyectos de extracción de arena asfálticas ofrecen un rendimiento del 13.6 por ciento, menos de la mitad del 33.4 por ciento de un campo de aguas profundas del Golfo de México como el proyecto ´Mad Dog` de BP, dijo Scott Mitchell, un analista del asesor de energía Wood Mackenzie en Edimburgo. Las explotaciones de aguas profundas del Oeste de África ofrecen un beneficio del 18.2 por ciento, él dijo. Las estimaciones están basadas en un precio medio de 21 dólares por barril.

Shell y BP, las dos compañías petroleras más grandes de Europa, declararon este mes que las reservas de petróleo y de gas disminuyeron en 2004, según las normas estadounidenses. Esta fue la primera bajada en más de seis años para BP, sito en Londres, cuya única inversión en fuentes no convencionales del petróleo está en el crudo venezolano pesado. BP hizo la apuesta cuando compró el negocio de refino de petróleo de Veba Oel German de E.ON AG.

Reducción de las reservas de Shell

Shell, sita en Londres y la Haya, declaró el 3 de febrero que sus reservas bajaron en 2004 porque no encontró bastante petróleo, sustituyendo solamente del 15 al 25 por ciento de lo que la compañía bombeó. BP sustituyó el 89 por ciento de la producción, dijo la compañía el 8 de febrero.

BP pronostica que puede ampliar la producción de petróleo y de gas en el 5 por ciento anual usando depósitos existentes y no tiene que volver a proyectos no convencionales. El crecimiento del BP procede de Rusia, donde gastó 7.7 mil millones de dólares con la empresa asociada TNK-BP.

"Para renovar nuestro negocio de exploración, sólo tenemos que confiar en la exploración y el desarrollo principal de recursos convencionales del petróleo y de gas," dijo el Presidente John Browne en una teleconferencia el 8 de febrero.

El futuro del petróleo muestra que los precios ordinarios se quedarán cerca de 40 dólares el barril hasta 2011 debido a la demanda creciente, obligando a la inversión en proyectos que antes se consideraban marginales. Los contratos de futuro son una promesa de entrega de una materia a un precio específico en la fecha acordada.

Presión de suministro

Las arenas bituminosas de Canadá pueden obtener 48 mil millones de dólares en inversiones hacia 2012, según el Ministerio de Energía Nacional de Canadá, el doble de la cantidad gastada en la década terminada en 2003. Como parte de esto, Imperial Oil Ltd, controlada por Exxon, dijo en noviembre que ellos pueden pagar 6,5 mil millones de dólares para doblar su capacidad para producir el petróleo de las arenas bituminosas.

Para los inversionistas, las arenas bituminosas han sido una mejor apuesta que las mejores compañías petroleras conocidas. Canadian Oil Sands Trust, que invierte sólo en proyectos mineros de Alberta, aumentó el 67 por ciento en el año pasado. Las acciones de BP durante aquel tiempo aumentaron el 34 por ciento en Londres y Exxon Mobil, sito en Irving, Texas, ganó el 39 por ciento en Nueva York.

Los actuales gastos en proyectos muestran que la arenas del petróleo de Canadá pueden producir 2 millones de barriles por día hacia 2015, más que Irak hoy, crudo de un valor de 29.2 mil millones de dólares de ingresos al año con precios del petróleo de 40 dólares el barril.

Qatar puede recibir más de 28 mil millones de dólares de la inversión y causar una subida de 22 veces la cantidad de combustibles producidos del gas natural, según las estimaciones de la IEA. Sólo dos proyectos de gas a líquidos existen ahora, en Malasia y Sudáfrica, representando 35,000 barriles de la producción diaria. Los pronósticos de Qatar son para un total de casi 800,000 barriles por día en 2011, según el IEA. Los combustibles pueden valer 15.5 mil millones de dólares por año en ingresos, calculados en los precios del Gasoil actuales.

Los límites del petróleo

La Shell gastará 6 mil millones de dólares en Qatar para producir gasoil en 2009, según el director de proyecto Andrew Brown. Los proyectos anunciados por Exxon, ConocoPhillips, Marathon Oil Corp., ChevronTexaco y Sasol Ltd. costarán otros 22.3 mil millones de dólares.

El potencial para petróleos no convencionales puede exceder los pronósticos de IEA. Si las reservas de petróleo fueran inferiores a lo esperado, la producción petrolífera no convencional podría ser de 37 millones de barriles por día en 2030, o el 39 por ciento de la demanda global, el IEA dijo en una alternativa a su perspectiva más probable en el World Energy Outlook de 2004, publicado en octubre.

Ignorar la arenas bituminosas y el potencial para hacer combustibles del gas natural "es un error," dijo Ian Henderson, que maneja 680 millones de dólares en la JP Morgan Fleming Natural Resources Fund en Londres. "Han tardado millones y millones de años en formarse estos hidrocarburos, y se nos están acabando".

Henderson posee acciones de Canadian Natural Resources Ltd. y Petro-Canadá, un asociado en Canadá de Syncrude Ltd., la compañía extractora de arenas bituminosas más grande del mundo. Ambas compañías están sitas en Calgary. Su fondo de inversión subió el 30 por ciento en el año pasado, comparado con una ganancia del 20 por ciento del Índice de Minería en el FTSE 350.

La viabilidad del procesamiento de las arenas bituminosas de Canadá aliviaría la demanda del crudo de Arabia Saudí y otros proveedores, dijo Odell. Los depósitos de arenas bituminosas de Alberta contienen 174.5 mil millones de barriles de reservas, según el Ministerio de la Energía y de Utilidades de Alberta. Este total es dos terceras partes de las reservas probadas de Arabia Saudí de 262 mil millones de barriles.

Mezcla pegajosa

La arenas bituminosas de Alberta cubren un área más grande que el estado de Florida, y aproximadamente dos toneladas tienen que ser desenterradas, calentadas y tratadas para hacer un barril de solo 42 galones del petróleo. Suncor Energy gasta de 12 CND$ (9.62 US$ ) a 12.50 CND$ para extraer y producir un barril del petróleo. Arabia Saudí bombea un barril del petróleo por aproximadamente 2 dólares.

El Presidente de Devon Energy Corp, John Richels, un canadiense y abogado practicante, recuerda la primera vez que sostuvo un puñado de arena con petróleo incrustado, a principios de los años 1990. Le costó bastante convencerse de que la mezcla pegajosa podría ser convertida en un crudo suave y fluido. Devon, sito en la Ciudad de Oklahoma, invierte ahora 527 millones de CND$ en el proyecto de arenas bituminosas de Jackfish en Alberta.

"Estos no son proyectos de rentabilidad alta precisamente," dijo él en una entrevista. "Vemos las mismas clases de rentabilidad, sin embargo, en otras partes del mundo." Y dada la ausencia de exploración y riesgo político, los proyectos dan resultado, dijo.

Los fracasos son costosos. Un incendio en Suncor Energy en Alberta recortó la producción a aproximadamente la mitad, y la producción plena no volverá durante meses. La producción perdida valdría 4.4 millones de dólares por día a 40 dólares el barril. La compañía espera que el seguro cubra la mayor parte de sus pérdidas.

Riesgos del funcionamiento

"Hay riesgos de funcionamiento," dijo el Principal Oficial Financiero de Suncor, Ken Alley en una entrevista. "Es como en la industria de refinado, donde se opera con hidrocarburos a alta presión y temperatura, y es un riesgo contra el cual usted diseña unas instalaciones protegidas. Sin embargo hay un nivel del riesgo residual".

Los proyectos de arenas bituminosas de Shell y Suncor no cumplieron sus presupuestos y fechas límites, dijeron las compañías, en el resultado de las ofertas de equipos y trabajos.

Los proyectos de Syncrude Canadá S.A. esperan incrementar la capacidad de 100,000 barriles por día hasta aproximadamente 350,000 y costar 6 mil millones de dólares a mediados del 2006, para así casi doblar un pronóstico del 2001 de 3.14 mil millones de dólares, según Canadian Oil Sands Trust, socio pionero en la empresa. Los desarrollos hechos por la Shell de Canadá y Suncor están costando un 70 por ciento más que lo presupuestado, según un informe que elaboraron las compañías.

"El problema es el consecuente, continuo y previsible desbordamiento de los costes," dijo Pickens. "No debería seguir ocurriendo, no lo creo, pero que todavía se exceda lo previsto es una preocupación. "

Gas gastado

La explotación del petróleo pesado de Venezuela puede doblar las reservas de fuentes no convencionales. Total S.A. sito en París, la tercera compañía petrolera más grande de Europa, y Statoil ASA, la más grande en Noruega, están dentro de la explotación de los depósitos de petróleo pesado de Venezuela, reservas que pueden llegar desde 100 mil millones de barriles a 270 mil millones, según el Departamento de Energía estadounidense. El país ya trata 500,000 barriles al día del crudo pesado.

En Qatar, las plantas usan una tecnología básica inventada en los años 1920 y explotada por los Nazis durante la Segunda Guerra Mundial para hacer productos del petróleo a partir del carbón cuando los embargos cortaron las importaciones de petróleo crudo. La tecnología fue también usada en Sudáfrica durante el Apartheid.

El proceso de gas a líquidos es derrochador, con aproximadamente el 45 por ciento del gas natural perdido en la conversión, estima la IEA.

El proceso consume 10,000 pies cúbicos de gas para hacer un barril del combustible, según Malcolm Wells, un portavoz del Sasol Chevron Ltd., una empresa conjunta entre San Ramón, ChevronTexaco sito en California y Sasol de Sudáfrica, que gasta al menos 6 mil millones de dólares para la construcción de plantas en Qatar.

En esa proporción, la cantidad de gas usado para siete barriles del gasoil es igual a lo que es quemado en una casa media americana en un año entero.

`No es barato'

Los gastos del proyecto suben debido a los precios más altos del acero y aumentos en la demanda de equipos. La planta de gas a líquidos de la Shell costará tanto como 6 mil millones de dólares, el 20 por ciento más que el primer presupuesto, dijo la compañía.

BP ya ha cerrado su planta piloto de gas a líquidos en los Estados Unidos y planea en cambio vender el gas natural para usarlo en centrales eléctricas, dijo Robert Wine, un portavoz de BP en Londres.

La conversión de gas a líquidos "no es una industria barata para entrar," dijo Wells de Chevron Sasol. "Requiere una inversión masiva en infraestructura y enormes fuentes del gas."

Qatar tiene las terceras reservas naturales del mundo de gas, después de Rusia e Irán. Las otras 12 plantas para hacer combustibles del gas natural están en varias etapas de planificación, en Nigeria, Irán, Egipto, Australia, Venezuela, Brasil y en otros lugares, según Technip SA. sito en París, la compañía de servicios del petróleo más grande de Europa.

Una carencia de información sobre las reservas probadas de petróleo complica la evaluación de cuándo el suministro de los yacimientos petrolíferos convencionales del mundo alcanzarán su punto máximo, dijo la IEA en el 'World Energy Outlook' . La agencia estimó que esto ocurrirá algún día entre 2013 y 2037.

"El petróleo no durará siempre," dijo Manouchehr Takin, un analista principal en el Centro de Estudios de Energía Globales en Londres, una compañía consultora fundada por el antiguo Jeque del ministro de petróleo saudita Zaki Yamani.