nexo s.co m.mx nexo s.co m.mx/?P=leerarticulo v2print&Article=2204147 El futuro nos alcanzó. Notas sobre el cambio energético de Norteamérica Fecha: 01/06/2013 Adrián Lajous Cambios paradigmáticos en la industria del petróleo de Norteamérica han modif icado el contexto en el que se desenvuelve el sector energético mexicano. La velocidad de la transf ormación impide verla en toda su magnitud y anticipar sus principales repercusiones. Son cambios que trascienden a la industria petrolera mexicana, pero su comprensión es obligada para diseñar la ref orma energética de que se habla en nuestro país. Se trata de un reordenamiento global del mundo del petróleo y la energía ocasionado por el crecimiento excepcional de la producción en Estados Unidos y Canadá y la expansión paralela de la demanda en Asia y Medio Oriente. Se conf igura un nuevo patrón de integración energética en Norteamérica. Estados Unidos desplaza importaciones de gas natural de Canadá y de petróleo crudo de México. Canadá y Estados Unidos se preparan para exportar gas natural a México y a otras partes del mundo. Estados Unidos tenderá a f lexibilizar la prohibición a las exportaciones de crudo conf orme avance en la sustitución de sus importaciones. Por su parte, Canadá aumentará sus exportaciones de crudo a Estados Unidos y se verá obligado a exportar gas licuado a Asia. México, a su vez, tendrá que colocar excedentes exportables decrecientes de petróleo crudo f uera de Norteamérica e incrementará sus importaciones de productos petrolíf eros y de gas natural de Estados Unidos. Comienzan a percibirse con mayor nitidez los cambios globales en la dirección del comercio internacional de los hidrocarburos y algunas de sus implicaciones. La cuenca del Atlántico tiende a volverse superavitaria mientras que la del Pacíf ico incrementa sus importaciones. En esta transición, la estructura de precios internacionales del petróleo enf renta una importante paradoja: el principal precio de ref erencia es el del crudo Brent, que se f orma en el Atlántico, mientras que las señales de mercado más dinámicas provienen del Lejano Oriente, región importadora de última instancia. A su vez, los precios internacionales del gas natural están f uertemente vinculados al del Brent, mientras que los que rigen en Norteamérica obedecen a la competencia en el mercado regional de gas. Por ahora resulta dif ícil prever cómo va a resolverse esta paradoja. Hechos f undamentales del cambio son los siguientes: La producción estadunidense de petróleo crudo en 2012 aumentó al ritmo más elevado de su historia, llegando a ser a principios de 2013 de más de siete millones de barriles diarios, cantidad sólo superada por la producción de Arabia Saudita y de Rusia. La importación estadunidense de hidrocarburos líquidos disminuyó 40% entre 2005 y 2012, y la de gas natural en 60% entre 2008 y 2012. En 2011 Estados Unidos volvió a ser exportador neto de productos ref inados, por primera vez desde 1949. En 2012 Canadá exportó a Estados Unidos, en términos netos, 2.6 millones de barriles diarios, tres y media veces más que México. En el mismo año la exportación mexicana neta de hidrocarburos cayó de su máximo histórico de un millón 800 mil barriles diarios, a 735 mil. México importó ese año productos petrolíf eros con un valor superior a la mitad de sus ventas de crudo. En 2012 las importaciones de gas natural de México f ueron de 2.1 miles de millones de pies cúbicos diarios, cif ra equivalente al 45% de la producción nacional de gas seco. En 2012 China se convirtió en el segundo consumidor más grande de hidrocarburos del mundo, sólo superado por Estados Unidos. Producción y reservas La nueva realidad petrolera y gasera de Canadá y Estados Unidos surge de cambios tecnológicos que multiplicaron su producción y las reservas no convencionales en diversas provincias petroleras de la región. El gas y los hidrocarburos líquidos provenientes de lutitas y de arenas compactas de baja permeabilidad (shale gas y shale oil)1 se hicieron económicamente viables por la aplicación de nuevas técnicas de f racturación hidráulica y de perf oración horizontal de pozos, aunadas a importantes mejoras en la operación de campos petroleros y a altos precios del petróleo. La extracción económica de las arenas bituminosas (oil sands) de Canadá ha supuesto también cambios tecnológicos signif icativos. El aumento de la producción estadunidense viene de los campos de Bakken en Dakota del Norte, Eagle Ford en el sur de Texas y la cuenca Permian en el oeste de Texas. El desarrollo del shale gas ha signif icado ocho aumentos anuales consecutivos en las reservas probadas de gas de ese país. Entre 2010 y 2012 la producción de petróleo crudo aumentó 21%, compensando con creces la baja de los pozos mar adentro del Golf o de México. En 2010, por primera vez en dos décadas, las reservas probadas de petróleo no disminuyeron. Por lo que hace a Canadá, la producción de crudo pesado f ue de un millón 300 mil barriles en 2012 y se calcula que aumentará 13% en 2013. Los cálculos del US Geological Survey anticipan una perspectiva muy atractiva para estos campos no convencionales de petróleo y gas natural. En México, por el contrario, las reservas probadas de petróleo crudo disminuyeron 29% de 2004 a la f echa. Sólo en 2012 tuvieron un aumento de medio punto porcentual. En ese año la relación reservas a producción se acercó a los 11 años, debido f undamentalmente a la caída de la producción. Entre 2004 y 2012 la producción mexicana de petróleo disminuyó en 835 mil barriles diarios. El colapso productivo del campo Akal de Cantarell f ue de 89%. Se compensó parcialmente con el complejo Ku-Maloob-Zap, el cual aumentó su producción a 855 mil barriles diarios en 2012. Aún así, la baja total de la producción de crudo pesado f ue de un millón 100 mil barriles diarios. Hay que decir que Ku-Maloob-Zap alcanzó ya su producción máxima y no será f ácil compensar su caída con campos de crudo pesado y extrapesado que están a la vista pero aún no se desarrollan. A corto y mediano plazos, el perf il de la producción petrolera mexicana es incierto. Sin embargo, Pemex anunció recientemente que en 2018 producirá tres millones de barriles diarios de petróleo crudo, 450 mil más que en 2012. Pemex aún no documenta los proyectos que permitirían alcanzar dicha meta. Dif ícilmente podrá hacerlo sin una ref orma energética y un nuevo plan de negocios, ambas cosas aún por def inir. La producción de crudo en aguas prof undas no tendrá un gran impacto en el corto plazo, tampoco la extracción de aceite en f ormaciones de lutitas o shale oil. Pasar de la f ase de exploración incipiente a la de producción requiere tiempo. Una vez delimitados los campos y resueltos los obstáculos institucionales, se requieren al menos cinco años para que los nuevos campos empiecen a dar los f rutos esperados. Los contratos de servicios de producción que actualmente se licitan en Chicontepec pueden aportar una f racción reducida del incremento propuesto. El peso principal del esf uerzo expansivo recaerá, muy probablemente, sobre nuevos campos en aguas someras del litoral de Tabasco. Por lo que hace al gas natural, Pemex prevé terminar en 2015 el proyecto Lakach, en aguas prof undas f rente a Coatzacoalcos, con capacidad de producir 400 millones de pies cúbicos diarios, cantidad modesta si se piensa que las importaciones actuales de gas son de 2.1 miles de millones. El hecho es que desde 2009 la extracción de crudo se ha mantenido estancada, con ligera tendencia a la baja, y la declinación del gas ha sido más marcada. En el corto plazo parece dif ícil romper las inercias de la producción de petróleo y de gas. El crecimiento de la producción de crudo no convencional supone precios relativamente altos, dada su elevada curva de costos. Los precios de equilibrio de una parte importante de esta producción se sitúan en más de 90 dólares por barril. Una baja del precio por abajo de este nivel necesariamente af ectaría el volumen producido. Se estima que en Estados Unidos se requiere un precio del Brent de entre 88 y 93 dólares por barril para mantener el actual nivel de la inversión en f ormaciones de lutitas petrolíf eras. En un cierto sentido, el crudo de lutitas establece un piso al precio del petróleo. Desequilibrios La magnitud y la rapidez del cambio impidieron un ajuste terso a las nuevas condiciones del mercado. Destacan los rezagos en la construcción de ductos e inf raestructura y el impacto en los precios. La ampliación y construcción de ductos se ha retrasado por f alta de permisos de construcción y consideraciones de carácter ambiental. Sin embargo, ya se cuenta con nuevos ductos en operación y se avanza en muchos otros. El segmento del ducto Keystone XL, que une a Cushing con el Golf o, deberá entrar en operación a f ines de 2013, con lo que se aliviará la congestión en el área de Cushing. Se ampliaron, y están por entrar en operación, varios sistemas de ductos que permitirán evacuar un mayor volumen de crudo de Bakken. Mientras tanto se siguen ampliando terminales de transporte terrestre y se estructuran trenes unitarios para acarrear crudo de esta región hacia la costa este de Estados Unidos. Sin embargo, aún no se otorga el permiso para el tramo del oleoducto Keystone XL, de gran diámetro y con una capacidad de transporte de 830 mil barriles diarios, que va de Hardisty, Canadá, a Steele City, Nebraska. De autorizarse este oleoducto en el verano de 2013, podría entrar en operación al inicio de 2015. Este ducto estratégico no sólo ampliaría la capacidad de transporte a Cushing de crudo ligero de Bakken, sino que permitiría también llevar hasta la costa del Golf o unos 500 mil barriles diarios de crudo pesado canadiense. La autorización de este tramo del Keystone XL plantea complejos dilemas al gobierno norteamericano. Hay gran oposición a su construcción, pues supone un f uerte estímulo a la extracción y procesamiento de las arenas canadienses, proyectos mineros que dejarían una prof unda huella ambiental, emitirían a la atmósf era mucho carbono, utilizan y contaminan grandes volúmenes de agua, y su transporte masivo aumenta los riesgos de derrames. De no autorizarse este oleoducto, los canadienses tendrían que construir un ducto paralelo al actual que va a Vancouver, desde donde podrían exportar su crudo pesado a Asia. Alternativamente, tendrían que modif icar y ampliar sistemas de ductos que transportan crudo al este de Canadá y de allí a Maine, para enviarlo al Golf o de México o exportarlo a otros mercados. La oposición de grupos ambientalistas y de poblaciones indígenas a todos estos proyectos no debe subestimarse, dada la importancia simbólica que han cobrado. El tema de los ductos revela con claridad la prof undidad y la dif icultad del cambio que está en marcha, y sus implicaciones para México. Durante muchos años México no ha asignado recursos suf icientes a sus redes de ductos de gas natural, crudo y productos petrolíf eros. La f alta de capacidad instalada y las f allas de mantenimiento han tenido graves consecuencias económicas y de seguridad para nuestro país. Las recientes alertas por f alta de gas natural son un síntoma claro del rezago, así como la f recuencia de accidentes en ductos, muchos de ellos catastróf icos. El estado de muchos ductos impide utilizarlos a toda su capacidad. El transporte de productos petrolíf eros en autotanques y carrotanques ha permitido esconder los estrangulamientos de la red y lo que no cubre. La subinversión en este rubro eleva los costos de suministro y aumenta los riesgos de desabasto. Transportistas privados y otros intereses dentro de Pemex se benef ician ampliamente de la inef iciencia de la red logística de productos petrolíf eros. El impacto sobre los precios ha sido también extraordinario. Así por ejemplo, en 2012, el precio del West Texas Intermediate, precio de ref erencia básico del mercado de petróleo ligero, que se f orma en Cushing, Oklahoma, tuvo disminuciones de hasta 18 dólares f rente a su tradicional pareja, el Brent, que se comercializa en el Mar del Norte; en crudos pesados, el precio del Western Canada Select (WCS) cayó muy por abajo del correspondiente al Maya. Se alteraron también los precios relativos de los crudos estadunidenses que se cotizan en la costa norteamericana del Golf o. El precio del gas natural en Henry Hub, Luisiana, se desplomó f rente a los precios del mismo producto en Asia y en Europa. En términos de su equivalencia calórica, el precio del gas natural en Norteamérica tuvo también una reducción mayúscula respecto al petróleo crudo y otros líquidos. EU deja de importar, México importa más La costa estadunidense del Golf o ha reducido y terminará eliminando sus importaciones de crudo ligero, entre ellas las que vienen de México. Crudos de Bakken, Eagle Ford y Permian, sustituyeron primero las importaciones de crudo extraligero dulce para después seguir con las de crudos ligeros amargos. En el cuarto trimestre de 2012 las ref inerías estadunidenses del Golf o sólo importaron 430 mil barriles diarios de crudos extraligeros. El principal suministrador f ue Pemex, con sus 194 mil barriles diarios de crudo Olmeca. Pemex pudo proteger este f lujo porque dicho crudo está homologado para producir lubricantes. Pero mantener su posición en ese mercado no va a ser f ácil. Las exportaciones a Estados Unidos de crudos ligeros amargos, tipo Istmo, descendieron a 61 mil barriles diarios en el mismo año. Su sustitución a corto plazo es también previsible. El desplazamiento de crudo pesado en las ref inerías de alta conversión del Golf o tomará más tiempo. Esto es importante para Pemex pues el 75% del crudo que exporta a Estados Unidos es crudo Maya. Su sustitución requeriría un mayor f lujo de crudo pesado canadiense hasta el Golf o por el ducto Keystone XL. Al reducirse las importaciones de crudo pesado, se intensif icará la competencia entre Venezuela y México por ese mercado en el Golf o y en otras regiones del mundo. En el último trimestre de 2012 México exportó a las ref inerías estadunidenses del Golf o 736 mil barriles diarios y Venezuela 925 mil. Si Canadá ef ectivamente colocara 500 mil barriles diarios en el Golf o, se quedaría con cerca del 30% de las exportaciones conjuntas de México y Venezuela. Pemex está en una posición comercial débil pues el volumen de exportaciones de Maya a Estados Unidos ha caído 39% entre 2008 y 2012. La percepción de los mercados, y del gobierno de ese país, es que el volumen de exportaciones de Maya seguirá cayendo. Seguir exportando lo mismo será cada vez más dif ícil para México, hasta llegar a ser imposible. En cambio, las importaciones de productos petrolíf eros seguirán creciendo. Af ortunadamente, hay una mayor disponibilidad de gasolina y diesel para exportación en Estados Unidos. Entre 2008 y 2012, por ejemplo, las exportaciones de gasolina de ese país casi se triplicaron. México importa ya mucha gasolina, pero importará más. Estados Unidos y Canadá se disponen también a exportar gas licuado montando plantas con sus respectivos ductos de alimentación, en Kitimat, sobre la costa de Columbia Británica, y en Sabine Pass, Luisiana. Se tiene previsto que estas plantas entren en operación antes de f inales de 2015. Estados Unidos tiene también la posibilidad de aumentar sus exportaciones terrestres de gas natural a México. Los costos de capital requeridos para ampliar las interconexiones con la red de gas mexicana son mínimos comparados con la inversión de plantas y ductos de gas licuado. Los niveles actuales de exportación son altos y en los próximos años crecerán signif icativamente. El suministro de gas a México será una prioridad de negocios para Estados Unidos. Las relaciones comerciales y de inversión de los países de América del Norte están normadas de manera asimétrica. Canadá y Estados Unidos se rigen por su Tratado de Libre Comercio de 1998 y por el acuerdo de autosuf iciencia petrolera para emergencias suscrito con la Agencia Internacional de Energía. La relación de estos dos países con México se rige por el Acuerdo de Libre Comercio de Norteamérica de 1994. El tratado de 1998 entre Canadá y Estados Unidos borró prácticamente la f rontera entre ambos en materia de inversión y comercio en el sector energético. El TLC de 1994 estableció restricciones, reservas y salvaguardas en este campo, lo cual explica la pref erencia estadunidense por el suministro canadiense. Los cambios que aquí se reseñan obligan a México a repensar su estrategia de comercio exterior en la exportación de crudo, en la importación de productos petrolíf eros y gas natural, y en sus prioridades de inversión en ref inerías y en inf raestructura. El notable incremento de las importaciones de gas natural no logró evitar las restricciones al suministro de este combustible por estrangulamientos del sistema de ductos. Pemex necesita una nueva estrategia de colocación de petróleo crudo, reestructurar sus actividades para dar una mayor importancia relativa al comercio de productos petrolíf eros, no sólo de crudo, y revisar las f órmulas de precios del crudo que exporta. El crudo que deje de venderse en el mercado norteamericano tenderá a f luir a Asia y otras regiones, lo cual requerirá un importante esf uerzo de ventas y de desarrollo de mercados. El suministro del mercado interno con productos importados cobrará más importancia en los próximos seis años. En el caso del gas natural, el volumen de importaciones realizadas por Pemex y por terceros aumentará de manera acelerada. Separar nítidamente la responsabilidad del procesamiento y el transporte de gas de las adquisiciones externas, alentaría la competencia interna en el mercado de gas natural. Asimismo, dada la importancia que ha cobrado el suministro externo de productos petrolíf eros y gas natural, valdría la pena explorar posibles arreglos contractuales a mediano plazo en algunas de estas mercancías. Refinación: Los errores La industria de ref inación de México es una de las peor manejadas del mundo. Desde 1993 Pemex participa en encuestas comparativas sobre la competitividad de sus ref inerías, que se ubican en la f ranja inf erior del último cuartil de las ref inerías del mundo. Es poco el avance logrado en los últimos 20 años y las brechas respecto de ef iciencia f rente a las ref inerías estadunidenses del Golf o se siguen ampliando. Hay un diagnóstico de este mal desempeño y un programa detallado de mejoras, pero no se han traducido en mejores resultados. En 2012 Pemex Ref inación arrojó una pérdida neta de 142 mil millones de pesos, a pesar de los altos márgenes de ref inación en el mercado del Golf o. La producción de gasolina y diesel — excluyendo el ef ecto de la entrada de operación de la ref inería de Minatitlán, recién reconf igurada— f ue 14% inf erior a la de 2009. Por más que Pemex insista en que comienzan a registrarse signos de un cierto avance, las cif ras aún no lo demuestran. Este estado de cosas ha obligado a importar un volumen creciente de gasolina y diesel, que en no pocas ocasiones se ha vendido a un precio inf erior al de adquisición. Más grave aún, dada la inef iciencia de Pemex, se estima que los costos propios de producción son superiores al precio de adquisición en el Golf o de México. En 2012 Pemex importó cerca de 396 mil barriles diarios de gasolina y 133 mil de diesel: la mitad y un tercio de las ventas internas de estos combustibles, respetivamente. La única manera como se podrá aumentar la producción en los próximos tres o cuatro años es mejorando las ref inerías existentes. Así las cosas, es dif ícil pensar que las importaciones disminuirán, particularmente si la economía mexicana crece a tasas superiores a las de los últimos años. Una segunda ref inería en Tula tendría todos los atributos de un elef ante blanco.2 La decisión de construir una nueva ref inería tierra adentro f ue un error inequívoco cuando se autorizó y, hoy en día, dadas las nuevas condiciones de esta industria en el Golf o de México, seguir adelante con el proyecto sería un error aún mayor, a pesar de los costos hundidos incurridos. En la actualidad, el costo de capital de una nueva ref inería compleja es un múltiplo del valor de mercado de una ref inería existente. Un ejemplo basta: la ref inería de Texas City que Marathon compró a British Petroleum en octubre de 2012, que es de mayor tamaño y complejidad que la que se pretende instalar en Tula, tuvo un costo de 848 millones de dólares. Marathon programa invertir en la misma unos mil 850 millones adicionales en los próximos cinco años. Esta ref inería busca exportar una buena parte de sus productos destilados a México y a otros países de América Latina. El costo de la inversión es 7% del estimado para Tula, de unos 12 mil millones de dólares. Si se incluye la inversión f utura en Texas City éste ascendería a la quinta parte. Pemex necesita modif icar sus prioridades de construcción de nueva capacidad de ref inación a un programa de inversiones congruente con la estrategia de gasif icación del país, mediante la conversión de combustóleo en productos destilados de mayor valor. Tiene también que incrementar su ef iciencia operativa, mejorar la calidad de sus productos, f ortalecer la seguridad y disminuir el costo de suministro. Para garantizar un f lujo continuo de productos importados puede recurrir a una amplia gama de arreglos contractuales. La adquisición de ref inerías en el exterior es uno de ellos, aunque no necesariamente el más atractivo en las condiciones actuales. Ref inadores norteamericanos están sumamente interesados en explorar estas y otras oportunidades. En un mercado de compradores, México podría explotar plenamente las ventajas de la cercanía, de la escala de sus requerimientos y de un plazo contractual relativamente largo. La ref orma energética deberá tomar en cuenta los cambios estructurales de la industria global de ref inación. Por lo que toca al sistema logístico podría abrirlo con cierta f acilidad a la inversión privada. Cuenta con los precedentes del caso, un marco y una institución reguladora, y la experiencia adquirida por la Comisión Reguladora de Energía en materia de gas natural. Respecto a las actividades de ref inación, resulta dif ícil —si no imposible— que particulares deseen invertir en la construcción de ref inerías. Sin embargo, se pueden establecer empresas que maquilen algunos procesos de ref inación y suministren servicios auxiliares y algunos productos no petrolíf eros, como el hidrógeno. Ello reduciría los requerimientos de inversión de Pemex en la reconf iguración de sus ref inerías. Sobresalen tres requisitos para la introducción de una competencia limitada en este sector: la autorización para que terceros importen productos petrolíf eros, la eliminación de subsidios al precio de éstos y la transf erencia al regulador de la responsabilidad integral de la f ormación de precios, que ref lejen el costo de oportunidad de los mismos. Durante los años de este gobierno es posible que los ef ectos del cambio en el contexto externo sean mayores que los de origen interno. Los resultados más importantes de una ref orma energética suponen periodos de gestación y maduración que trascienden el mediano plazo. Es precisamente por ello que las iniciativas gubernamentales en este campo deben de ser articuladas cuanto antes. Un primer paso es incorporar el contexto externo a los ejercicios de planeación y de diseño estratégico del sector energético. n Adrián Lajous. Presidente de la Junta de Gobierno del Oxf ord Institute f or Energy Studies. Fue director general de Pemex entre 1994 y 1999. 1 Las lutitas son rocas sedimentarias f ormadas por granos f inos que se estructuran en capas, f ormando pizarras. El gas y el petróleo también pueden encontrarse en otras f ormaciones de muy baja porosidad y permeabilidad relativamente bajas. Las arenas bituminosas son una mezcla de arena, arcilla y agua saturada con una f orma densa y viscosa de petróleo. 2 Se dice que el rey de Siam regalaba elef antes blancos a sus enemigos para arruinarlos, al tener éstos que cubrir el elevado costo de su mantenimiento, ante la imposibilidad de deshacerse de ellos. nexos.mx
Posted on: Fri, 07 Jun 2013 05:00:19 +0000
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