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17/01/2013 | Análisis: Las inclemencias regulatorias en el petróleo del Ártico

De Nuestra Redacción

La campaña de Royal Dutch Shell para explorar petróleo en el Ártico está cada vez más bajo amenaza. El mes pasado, un equipo de perforación encalló en una isla frente la costa sur de Alaska, la última de una serie de reveses.

 

El US interior department ha puesto en marcha una revisión de todo el programa de Shell en el Ártico. Sin embargo, al menos se ha iniciado la perforación. Lo mismo no puede decirse de las compañías petroleras con licencias en otros lugares del Ártico como el Mar de Beaufort en Canadá. Allí, a pesar de gastar miles de millones de dólares en licencias en aguas profundas, ni un sólo operador, hasta el momento, ha obtenido permiso para perforar.

La razón, dicen los expertos de la industria, son las estrictas reglas impuestas por el regulador federal de Canadá, el National Energy Board. El NEB dice que el precio que las compañías deben pagar por trabajar en un área ambientalmente sensible. Las cifras de la industria petrolera afirman que las reglas son tan onerosas que a este ritmo, el petróleo de Beaufort nunca verá la luz del día. "La mayoría de los operadores han dicho que no tiene sentido", dijo un ejecutivo de una compañía petrolera.

El Ártico contiene poco más de una quinta parte de los recursos de petróleo y gas recuperables, no descubiertos en el mundo, según el  US Geological Survey. Sin embargo, un clima hostil e impenetrable de hielo marino desde hace mucho tiempo lo puso fuera de alcance de las grandes compañías petroleras. Ahora, el calentamiento global y el derretimiento de la capa de hielo polar están eliminando algunos de los obstáculos a la exploración, lo que provocó una nueva fiebre del oro con las empresas teniendo licencias desde Groenlandia hasta el Mar de Chukchi.

 

El Mar Beaufort canadiense, que podría contener hasta 5 billones de barriles de petróleo equivalente, según la consultora de energía Wood Mackenzie, fue inicialmente una de las grandes atracciones de la región. En 2008, BP gastó 1.2 billones de dólares para adquirir alrededor de 6.000 kilómetros cuadrados allí. But the age of such eye-watering bids is over.  En la última subasta, de septiembre, el ganador fue Franklin Petroleum, un pequeño outfit basado en una aldea cerca de Oxford que se aseguró derecho por más de 9.000 kilómetros cuadrados por sólo 7,5 millones de dólares canadienses.

Esa suma ínfima dice mucho del rechazo a la apelación del Beaufort, en medio de un fuerte enfoque de los reguladores y el nuevo realismo sobre los desafíos tecnológicos y los costos exorbitantes que enfrentan los exploradores de petróleo en sus aguas heladas. "El progreso que consigue con la sanción para perforación es lento", dijo Andrew Latham de Wood Mackenzie. "Todo el mundo está siendo muy cuidadoso".

La lentitud se debe, en parte, a una importante revisión de la perforación offshore en el Ártico llevada a cabo por el NEB, que se amplió en 2010 a raíz del desastre de BP Deepwater Horizon y dio lugar a una interrupción en nuevas aprobaciones. La revisión reafirmó un requisito clave en las compañías petroleras conocidas como el "same season relief well" o la política del SSRW. Pozos aliviadores son perforadores a gran profundidad para cruzarse con los pozos que sufrieron el blowout. Fue esta técnica que finalmente la que se llevó a cabo en el Golfo de México en 2010. La política del NEB, que fue adoptado por primera vez en la década de 1970, exige garantías de que los pozos de alivio se pueden completar durante la misma temporada de trabajo que cualquier erupción.

La regla era fácil de cumplir en el boom del petróleo en 1970 cuando la perforación se limitaba a zonas costeras poco profundas. Pero ahora las compañías petroleras se están aventurando en aguas mucho más profundas de Beaufot, donde los témpanos de hielo, espesos, formados a lo largo de múltiples inviernos son un peligro constante. Tales obstáculos pueden reducir la temporada de perforación a tan sólo 100 días, es decir, un pozo típico puede tomar tres veranos en completarse.

Los funcionarios de la compañía dicen que si una explosión se produjera en medio de la perforación, no tendría tiempo para perforar un pozo de alivio antes de que el hielo del mar vuelva. "Así que efectivamente tendría que empezar a perforar su pozo de alivio en el momento mismo que su primer pozo", dijo un ejecutivo. "Esto duplica el riesgo".

Durante la revisión, las empresas argumentaron que el requisito de tiempo será desplazado por el  enfoque "orientado a las metas" que establece un objetivo de cero derrames de petróleo. Chevron ha propuesto un nuevo tipo de paquete de seguridad, conocido como Alternative Well Kill System, o AWKS, que se basa en un dispositivo para evitar blowout mejorados -una pila de válvulas que se encuentra en el fondo del mar y es la última línea de defensa cuando el pozo blows out.

Los ambientalistas rechazan los argumentos de las compañías petroleras. "La capacidad SSRW es una salvaguarda fundamental clave", dijo Louie Porta, director de política del Pew Environment Group del programa Oceans North Canada. "Si las empresas petroleras dicen que no pueden hacerlo, yo les diría que pensar en otra idea que también mataría el pozo en una simple temporada".

El NEB ha proporcionado un potencial camino de salida. Los solicitantes pueden adaptarse al requerimiento del pozo aliviador si ellos podrían "demostrar cómo van a cumplir o superar el resultado esperado de nuestra política". Correspondería a dichos organismos para determinar las herramientas que se ofrecen sean las apropiadas, "sobre una bases case-by-case". Pero esa laguna no ha proporcionado a las empresas el confort que se esperaba, y ninguno de ellos hasta ahora dio un paso adelante para empezar a trabaja en Beaufort. Los reguladores dicen que hay "actualmente no hay aplicaciones para la perforación en alta mar antes de NEB". El stand-off de Shell progresa en Alaska parece mucho menos glacial.

Las proyecciones de la industria que el precio Brent se mantendrá por encima de los 100 dólares por barril debe mantener la actividad de perforación en alta mar "robusta" este año y el próximo, particularmente en los mercados de aguas profundas del Golfo de México, el Mar del Norte, África Occidental y el Sudeste asiático, dijo un analistas de servicios petroleros.

La presión sobre las plataformas continua en los dos próximos años en vista de la fuerte actividad proyectada en exploración y los operadores aseguran que es probable que las plataformas tengan una "amplio" aumento en el desarrollo de trabajo, dijo Jud Bailey, analista del International Strategy and Investment Group. "Incluso en un entorno de precios del petróleo planos, nuestro pronósticos son un 40-45% de crecimiento de la demanda de aguas ultra-profundas en 2013-2015. Impulsado por un aumento en el trabajo de desarrollo en el Golfo de México y África Occidental y aumentos modesto en los mercados de frontera a lo largo de ambas costa de África, América Latina y el Sudeste asiático", dijo Bailey.

Cuando miramos hacia el 2013, las perspectivas para el sector de petróleo y gas no es mucho mejor que en 2012. Los precios del petróleo están en una pendiente resbaladiza y la volatilidad parece segura que seguirá siendo un tema central. La selección de valores será crucial: la elección de empresas con management de alta calidad, buenos proyectos y adecuado working capital será más importante que nunca.

 

 

Hidrocarburos no convencionales ¿cambio para América Latina?

Con la creación de la Unión de Naciones Suramericanas (Unasur), en 2008, la articulación del con la Comunidad Andina de Naciones (CAN), entró en nueva fase. Pasó a funcionar el Consejo Ministerial de Energía, al lado del Consejo Energético Sudamericano, creado un poco antes. Un Tratado Energético Suramericano será elaborado. La energía pasó a ser considerada sector clave para la integración de América del Sur. El momento no podría ser más propicio, particularmente por la situación del petróleo hoy en nuestro subcontinente.

A pesar de la industria petrolera existe en América del Sur desde las primeras décadas del siglo XX, en Venezuela y en Colombia, la región nunca tuvo papel significativo en esa industria. Su participación en la producción mundial del petróleo siempre fue pequeña, nunca llegó a un 9%, durante 40 años. Sólo Venezuela tuvo correcto destaque, pero su producción cayó y nunca volvió al nivel de 1971. En 2011, la participación del subcontinente en la producción global del crudo continuó baja, fue del 8,87%. Sin embargo, importantes novedades comenzaron a acontecer.

Un estudio reciente de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles de Brasil (ANP), tomando por base datos de la BP Statistical Review, muestra como, en los últimos 40 años, a partir de 1971, la producción en cuatro países suramericanos - Brasil, Colombia, Ecuador y Perú - creció simplemente un 800%. La participación de esos países en la producción petrolera de América del Sur y Central saltó del 9,8% en 1971, a un 51,3% en 2011. Más que eso, mientras en 1971 los cuatro países contribuían con un 0,92% para la producción mundial, en 2011 participaron con un 4,53%. El número aún es pequeño, pero ya no es despreciable. Y hay otros datos. El consumo de petróleo, por ejemplo, en el periodo analizado, fue más que el doble de la media mundial. Las mayores novedades, pero, se refieren a las reservas de petróleo. Venezuela ganó una posición de grande destaque, desde que las reservas del crudo pesado del Orinoco fueron "probadas". Con esto, en el Informe de la BP de 2011, Venezuela pasó a tener la mayor reserva de petróleo del mundo, 296,5 billones de barriles, dejando Arabia Saudita en segundo lugar, con sus 262 billones de barriles.

Pero no fue sólo. En las últimas tres décadas, petróleo fue descubierto en partes diversas de América del Sur y, aún excluyendo el fenómeno venezolano y el pre-sal brasileño, sus reservas cuadruplicaron. En Brasil, Colombia y Perú crecieron, en 30 años, un 630%; salieron de 2,9 billones de barriles y fueron para 18,3 billones. Ecuador, en el mismo periodo, multiplicó por seis sus reservas y entró hacia el club de la OPEP. En Argentina, los descubrimientos anunciados en mayo de 2011, de hidrocarburos no convencionales (shale oil y shale gas) en Vaca Muerta, en la provincia patagónica de Neuquén, hicieron ese país llegar a la tercera mayor reserva de hidrocarburos no convencionales del mundo, después de los Estados Unidos y de China.

Esos hechos tienen un gran impacto global. El Mercosur, con la entrada de Venezuela, pasó a ser el bloque organizado que detiene la mayor reserva mundial de petróleo. Tiene, aún, algunas de las mayores reservas minerales y los mayores recursos hídricos del planeta. En las energías renovables, avances significativos también son registrados, en eólica, biomasa, solar, y hidroelectricidad de pequeñas centrales. El papel geopolítico de América del Sur cambiará. La potencialidad de esos recursos requiere que se discutan las líneas generales de un modelo energético suramericano, fruto de los intereses geopolíticos y de las experiencias nacionales.

En el sector del petróleo ese modelo implica en prestigiar y fortalecer las petroleras estatales, pues, finalmente, sin la antigua YPF, de Argentina,  Petrobras, de Brasil, PDVSA, de Venezuela,  Ecopetrol, de Colombia, la Petroperu, de Perú, y  Petroecuador, del Ecuador, el panorama prometedor descrito arriba no existiría. Los grandes desafíos, financieros y tecnológicos, cuyos ejemplos mayores son Orinoco, Vaca Muerta y el pre-sal deben ser enfrentados. Ahí sólo caben empresas de alto porte, como las estatales y grandes privadas y la morosidad para el inicio de las licitaciones, por ejemplo, en el pre-sal, puede llevar a pérdidas de oportunidades.

La explotación en nuevas fronteras, terrestres y marítimas, debe ser intensificada, no interrumpida. Hay que recogerse "nichos" apropiados a las empresas menores, en general locales. Ese camino permitió el surgimiento de miles de empresas independientes en los Estados Unidos y en Canadá. Ensayó la aparición de más de un centenar de empresas locales en Colombia. En Brasil, a pesar del decidido apoyo de la ANP, no sensibilizó de momento otros sectores oficiales. Lo que está en pauta no se resume la una "integración energética", necesaria y que debe ser hecha por medio de gas, de líneas de transmisión, de tecnologías específicas, pero, una "integración energética" efectiva, que envuelva estrategias de desarrollo, armonización regulatoria, políticas públicas y relaciones de gobierno.

El intercambio entre las Comisiones Energéticas, que orbita la Unasur, y los organismos nacionales especializados, como las agencias reguladoras, es fundamental para el dibujo de las futuras formas integradas. La perspectiva que se abre al frente de los sudamericanos, la de tener un relevante e inédito papel en la geopolítica energética mundial, no puede ser desperdiciada.

 

Offnews.info (Argentina)

 


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