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01/08/2013 | Enfoque: Era del shale. Transformaciones en Estados Unidos

De Nuestra Redacción

El gas shale está transformando la economía, el medio ambiente y la política de de Estados Unidos en una forma sorprendente. Fue un fenómeno imprevisto, pero el gas shale, ahora más de una década después, representa el 40% del gas natural en Estados Unidos.

 

El suceso de la producción shale, que ha alcanzado grandes áreas de Estados Unidos donde hay desarrollo de gas. La oferta masiva de gas shale se estrelló con el precio del gas de 13 dólares por millón de BTU en julio de 2008 bajando a menos de 4 dólares, entregando ahorros en calefacción y electricidad por 1.000 dólares al año para muchos consumidores estadounidenses y ayudar a defenderse de las mayores recesiones en 2011 y 2012. Estas grandes reducciones de los precios en la electricidad y calefacción  -necesarias para la vida- son especialmente vitales para los que viven en la pobreza.

Como resultado del gas shale, la fortuna ha sonreído así a millones de estadounidenses que han de arrendar sus tierras a la industria de perforación. Reciben pagos y cheques de regalías por decenas millones de dólares. Cientos de miles de personas reciben un sueldo de empleos directos e indirectos por el boom del shale y los productos químicos asociados. El gas shale en Estados Unidos es un no esquema Ponzi, que descansa sobre las reservas superficiales, como algunos han afirmado temerariamente, sino una bonanza económica duradera que puede llevar empleos manufacturados intensivos en energía para muchas comunidades. De hecho, los nuevos volúmenes de gas son tan reales y enormes que amenazan al carbón, al petróleo, la nuclear y las energías renovables.

Hasta el momento, el gas shale coexiste con la solar y la eólica, cuya capacidad se ha disparado respectivamente 14 y 2 veces desde 2008, pero es un combate mortal con el carbón. El gas natural barato es el principal enemigo del mercado del carbón, sumiendo a la electricidad del carbón con el 37% del mercado en 2012 del 48% en 2008 y causando que los inversores pongan en el freezer 150 centrales de energía proyectadas.

Dado que la combustión del gas no emite hollín letales o metales tóxicos repugnante y alrededor del 50%  menos de dióxido de carbono que el carbón, el desplazamiento de la generación de carbón por el gas natural corta los principales contaminantes del aires como el mercurio, el plomo, el arsénico, el hollín y el dióxido de carbono.

Las emisiones de carbono de Estados Unidos han caído 800 millones de toneladas desde 2007 y han vuelto a los niveles de 1995, con el gas desplazando al carbón y un poco al petróleo responsable de aproximadamente la mitad de la reducción total. Los beneficios de carbono del gas aumentarán a medida que las tasas de metano se reducen al aumentar las green completions y otras prácticas para reducción de fugas que el US Environmental Protection Agency ha ordenado en las reglas que tendrán efecto en 2014.

Prácticamente todas las opciones energéticas tienen una gran seguridad y riesgos ambientales y debilidades. No hay fuente de energía perfecta o excelente que no tenga impacto ambiental, es de bajo costo y opere continuamente. De hecho, sobre todo en materia de medio ambiente, las opciones energéticas de hoy son en su mayoría feas.

La producción de carbón implica la voladura de montañas, destrozando la tierra, enterrando arroyos, descargando en las aguas residuales ácidas que destruyen la vida acuática y la eliminación de volúmenes enormes de cenizas después de la combustión. La quema de carbón libera grandes cantidades de contaminantes del aire. La contaminación de hollín que proviene del carbón y el diesel puede ser letal, y se estima que causa 34.000 muertes prematuras al año sólo en Estados Unidos.

 

 

Pero la revolución del shale estadounidense no fue impulsada por la artillería pesada de la industria petrolera, sino, las empresas pequeñas e independientes que se abalanzaron sobre esa oportunidad que presentaban los elevados precios de la gasolina y técnicas de producción innovadoras. Los outfits más pequeños a menudo abren nuevos caminos en el juego de petróleo, ya que son más ágiles y dispuestos a asumir mayores riesgos.  Pero, a medida, que el precio del gas natural se vino abajo debido a la creciente producción, el shale comenzó a moverse en el mainstream y las grandes petroleras comenzaron a prestar más atención.

Shale, como parte del petróleo no convencional y el espectro del gas, parece una inversión segura en tiempos donde el gas es bien apreciado para la generación de energía y la petroquímica, y el precio del petróleo sigue siendo obstinadamente elevado. Por ejemplo, Royal Dutch Shell ha estado activa en la evaluación del potencial del shale en Jordania desde 2009 y el mes pasado se trasladó a la etapa inicial de su área concesión.

También el mes pasado, BP y el gobierno de Omán acordaron un precio del gas para el proyecto Khazzan. Los analistas creen que habrá mucha más participación de las petroleras internacionales (OICs por sus siglas en inglés) en los proyectos shale en el futuro. "Van a tener un papel muy importante en la etapa de desarrollo intensivo en capital, pero no en las fases de exploración o delineación", dijo Raoul Leblanc, director manager de IHS Energy Insight. "Ellos son demasiado intolerantes con la lentitud y los riesgo". En la búsqueda de nuevas fuentes de petróleo y gas shale está demostrado ser más barato que algunas de las alternativas. "Vemos los costos marginales del barril de petróleo shale en alrededor de 70 a 80 dólares por barril, así que los que las IOCs hacen es ir al petróleo shale ahora, en vez de ir al Ártico, por ejemplo", dijo Alexander Pögl, analista de JBC Energy.

Para ver la consolidación del shale hay que ir a las recientes declaraciones del Príncipe Alwaleed bin Talal, el multimillonario inversor saudita, que advirtió que la economía petróleo-dependiente de su país se está volviendo cada vez más vulnerable a la competencia proveniente de la revolución de la industria del shale en Estados Unidos.

EDF patea el tablero nuclear. El protagonismo del shale

It has not been a good 2013 for nuclear power. EDF, el mayor productor mundial de electricidad con energía nuclear, se retira de la producción de Estados Unidos, citando la "revolución" en los mercados energéticos de América causados por el advenimiento de gas shale. Pero Henry Proglio, presidente ejecutivo del grupo francés, dijo que la caída de los precios provocada por el gas shale no tenía "ningún impacto significativo" en sus planes para construir una nueva capacidad nuclear en Gran Bretaña, donde EDF está cerrado en las negociaciones de larga duración con el gobierno sobre los términos para la construcción de nuevas centrales nucleares.

"Seguimos trabajando con el gobierno británico y esperamos tener una decisión antes de finales de año", dijo Proglio, que no quiso dar detalles. Él dijo que impulsado por los efectos de un invierno frío en sus principales mercado de Europa, EDF registró un mejor que el esperado 6% de crecimiento de igual a igual de los ingresos principales y elevó su pronóstico para todo el año a un crecimiento de por lo menos 3%, a partir del rango del 0-3%.

EDF, participada mayoritariamente por el estado francés, anunció que se retiraba de CENG, su joint venture en Estados Unidos con Exelon, que opera cinco centrales nucleares. Exelon se hará cargo de la operación de las centrales de CENG, mientras que EDF ejercerá su opción de venta de su 49.9% en el venture entre 2016 y 2022. EDF también recibirá un dividendo especial inmediata de 400 millones.

La empresa francesa, que opera 58 centrales nucleares en Francia, había planeando originalmente para construir cuatro nuevas centrales nucleares en Estados Unidos. Pero Proglio dijo que las perspectivas de la energía nuclear en Estados Unidos se han visto afectados por una "verdadera revolución" provocada por la explotación de los depósitos shale, que había "reformado por completo el panorama de la generación de energía eléctrica en favor del gas". Sin embargo, dijo que los efectos del gas shale no alteran la decisión "bien razonada" a largo plazo por los sucesivos gobiernos británicos de optar por la nueva capacidad nuclear para ayudar al Reino Unido para cumplir con los objetivos de emisiones de carbono.

EDF, también afectada por la retirada de la energía nuclear en Japón y Alemania, está dispuesto a aumentar la capacidad en el Reino Unido, donde ya opera centrales existentes y es un importante distribuidor de electricidad. Pero las negociaciones con el gobierno para construir dos nuevos reactores en Hinkley Point en Somerset han sido laboriosas. Las dos partes están discutiendo sobre el costo de capital del proyecto, lo que podría ser una inversión de 14 billones de euros, y el "strike price" -el precio garantizado de largo plazo de la electricidad generada por los nuevos reactores. Una persona familiarizada con las conversaciones dijo en Mayo que se había llegado a un consenso de que EDF debe alcanzar una rentabilidad del 10% de la inversión en la planta.

EDF dijo que sus ganancias subyacentes antes de intereses, impuestos, depreciación y amortización aumentaron un 6% a 9,7 billones de euros en el primer semestre frente al mismo periodo del año pasado en los ingresos de hasta un subyacente 4.3% a 39.75 billones de euros. Proglio dijo que el invierno frio y un mejor rendimiento de la energía hidroeléctrica estaba detrás de la subida, con EDF también pudiéndose beneficiar de un aumento de las tarifas a los consumidores regulados en Francia del 5% en cada uno este año y el próximo. Pero Thomas Piquemal, director financiero, dijo que el consumo de los grandes clientes industriales se redujo 10% en la primera mitad, con sólo una modesta "disminución de la disminución" en junio.

Todo este movimiento del apartamiento nuclear tiene algunos antecedentes. El 1 de enero, la flota nuclear estadounidense contaba con 104 unidades. Ese número ahora ha bajado a 100, la mayor contracción en un año. Por supuesto, dos de esas centrales, Crystal River en Florida y San Onofre en California, estaban con vida cuando comenzó el año, y las decisiones de sus propietarios, Duke Energy y Southern California Edison, para retirarlos, las utilities llegaron a la conclusión que tiene más sentido económico retirarlas en lugar de repararlas.

El cuarto reactor cerrado, la planta Kewaunee en Wisconsin, fue cerrada en mayo con 20 años restantes de licencia de explotación después que el propietario Dominion fue incapaz de encontrar un comprador. En el anuncio se culpó a las condiciones derivadas de los bajos precios del gas natural, lo que hizo que la central en venta perdiera dinero. Y a estas lowlights, hay que considerar otras cosas que han sucedido en tan sólo los últimos dos meses: Duke anunció en mayo que iba a suspender sus planes para añadir dos unidades a la central nuclear Shearon Harris en Carolina del Norte, diciendo que la capacidad adicional ya no era necesaria bajo las actuales previsiones. 

A principios de junio, MidAmerican Energy hundió los planes para un reactor en Iowa que había sido concebido como un sitio principal para pequeños diseños modulares, diciendo que era demasiado pronto para proceder cuando se han aprobado sin tales diseños. Una semana más tarde, Exelon canceló lo que había sido ya diferido cuatro de sus reactores, dos unidades de las planta Limerick en Pensilvania y dos unidades en LaSalle en Illinois. ¿La razón? "condiciones de mercado", dijeron. Una semana después, Tennessee Valley Authority anunció que una vez más su proyecto Bellefonte en Alabama era suspendido, sosteniendo que todavía tenía que completar la Unidad 2 de Watts Bar.

Sin duda, muchos veteranos de la industria nuclear consideran estos eventos en el corto plazo, no sin alguna justificación. Shale o no, los precios del gas siempre fueron volátiles debido a la naturaleza altamente elástica de la industria. Los bajos precios aumentan el uso, pero cortan la producción. La disminución de los suministros aumentan los precios y la producción, pero el corte del uso, envía el suministro nuevamente arriba y los precios abajo. Y así sucesivamente. La nuclear, al menos en teoría, está aislada de estos giros.

El mayor problema de la nuclear, al menos desde el punto de vista de las utility, han sido sus costos iniciales y tiempos de construcción. Las dos unidades actualmente en construcción en la central Vogtle de Southern en Georgia, que se está construyendo con un grado de estandarización y prefabricación sin precedentes en la historia de Estados Unidos, -todo para reducir los costos y evitar los excesos- seguirán costando más de 15 billones de dólares. Y a pesar de la cuidadosa planificación, el proyecto ya tiene al menos 14 meses de retraso a poco más de un año después que el NRC emitió su licencia de construcción y operación. Los dos reactores AP1000 generarán 1,117 MW cada uno. No muy lejos, al sur, Florida Power & Light (FPL)  sólo accionó el interruptor en su planta de ciclo combinado de Cabo Cañaveral.

Incentivos en el fracking

El Gobierno del Reino Unido planea reducir los impuestos de las empresas energéticas con el fin de estimular el auge del gas shale. El Tesoro británico ha propuesto reducir la tasa impositiva sobre los ingresos de producción para el incipiente sector del gas pizarra y dejarla en 30%, frente a la tradicional tasa de 62% que pagan la mayoría de las compañías de petróleo y gas.

"El gas de esquisto es un recurso con un gran potencial para ampliar la matriz energética del Reino Unido", dijo el ministro de economía George Osborne. "Queremos crear las condiciones adecuadas para la industria para explorar y liberar ese potencial".  La propuesta también describe otros incentivos financieros para el sector. El Gobierno espera que las medidas estimulen una inversión de 14,000 millones de libras (21,000 mdd) en gas de esquisto este año y generen miles de puestos de trabajo.

Un puñado de empresas energéticas ha obtenido licencias para buscar oportunidades de gas de esquisto en regiones de todo el Reino Unido. Y según un informe reciente, no debería ser demasiado difícil encontrar esos yacimientos.

The British Geological Survey estima que el norte de Inglaterra tiene 2,281 billones de pies cúbicos de gas, una cantidad monumental por cuanto el Reino Unido solo utiliza tres billones de pies cúbicos cada año.  Sin embargo, los expertos advierten que solo una fracción del gas pizarra disponible (entre 10% y 30%) puede en realidad extraerse de la tierra, mientras que el resto es inalcanzable y su extracción no es rentable.

Técnicas como el fracking hidráulico -que se basa en la inyección de agua, arena y aditivos químicos a gran profundidad y a alta presión para fracturar la pizarra y permitir que el petróleo o el gas fluya- han hecho que la extracción de petróleo y gas de la roca bituminosa sea comercialmente viable. Pero el proceso es controversial, pues los ambientalistas argumentan que esta técnica puede contaminar los suministros de agua y potencialmente desencadenar terremotos.

 

 

 

¿Puede México explotar el shale?

Entre 2014 y 2017, Petróleos Mexicanos deberá destinar 5 mil millones de pesos anuales en promedio a exploración para desarrollar proyectos de gas shale en el norte del país. De acuerdo con información de la paraestatal, dicho capital será necesario para incrementar la perforación de pozos exploratorios, la realización de los estudios de sísmica 3D y elevar la rentabilidad del proyecto en el largo plazo. “Se ha iniciado una campaña intensiva de perforación, principalmente en las áreas de Burro-Picachos (Coahuila), sur de Burgos (Tamaulipas) y Tampico-Misantla.

Cabe mencionar que el reporte de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos de 2011 posicionó a México en el cuarto lugar mundial, con un potencial de recursos hasta de 681 billones de pies cúbicos de gas. Estos descubrimientos, y los registrados y desarrollados en el país vecino, el negocio del gas shale han elevado las expectativas en los mercados energéticos.

Ante este escenario, Pemex mantiene una estrategia con la que busca dar certidumbre a los recursos prospectivos, el tipo de hidrocarburos, así como evaluar la productividad de las áreas de interés, y dar prioridad a las áreas con potencial de aceite y gas húmedo. “Alineado al plan de negocios de Petróleos Mexicanos se ha establecido una estrategia exploratoria que incluye la prospectiva y evaluación de la productividad de yacimientos, para dar certidumbre a los esquemas de desarrollo masivo. De confirmarse el potencial, el gas shale representará más de dos veces la reserva 3P de gas natural del país o 10 veces la producción acumulada más la reserva 3P de la cuenca de Burgos; para el caso del petróleo shale, será el equivalente a la reservas 3P nacional de aceite”.

Como parte de estos trabajos, la empresa señala que en cuatro años espera perforar 175 pozos exploratorios, para lo cual hará estudios de sísmica 3D en un área de 10 mil kilómetros cuadrados.

Ante ello, en 2013 la paraestatal espera ejercer inversiones por 3 mil millones de pesos en estos proyectos que ya se están trabajando en Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas y Veracruz, toda vez que Pemex mantiene como expectativa un potencial de 60 mil barriles en la zona, de los cuales 50 por ciento es crudo y el resto es gas.

No obstante, a partir de 2014, esta inversión deberá ser superior a los 5 mil 600 millones de pesos, mientras que en 2015 el monto requerido será de 6 mil 200 millones de pesos, teniendo un pico en 2016 de 6 mil 900 millones de pesos, mientras que el monto se verá reducido nuevamente en 2017 con 5 mil 800 millones de pesos.

Claves

Proyecciones

- El gas shale se encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias granuladas, también llamadas lutita y arcilla, ricas en petróleo y gas natural.

- Los tipos de hidrocarburos esperados en las zonas potenciales son gas seco, gas húmedo y aceite.

- En México se han identificado seis provincias con potencial de aceite y gas en lutitas, donde se han estimado recursos prospectivos técnicamente recuperables por 32 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente y 142 billones de pies cúbicos de gas.

 

 

Resulta casi nueve veces más caro que en EU: experto. Un pozo en ese país cuesta 2.8 mdd y en esta nación se eleva hasta 25 millones de dólares. La explotación de energías no convencionales, como el gas shale o lutita del que México ocuparía el cuarto lugar mundial en reservas, no es competitivo, ya que mientras en Estados Unidos realizan una perforación en 12 días, en México tardan 10 meses, en tanto que un pozo estadunidense cuesta 2.8 millones de dólares, un pozo mexicano cuesta 25 millones de dólares. De estos, se paga entre 40 y 50 millones de pesos a compañías estadunidenses por fracturación, afirmó el especialista de la UNAM, Fabio Barbosa.

En la cuarta mesa redonda sobre la nueva realidad de los combustibles no convencionales y sus implicaciones sociales, económicas y ambientales que organizó la Facultad Latinoamericana de Ciencias Sociales (Flacso), quedó de manifiesto que la explotación de los recursos no convencionales presentan "muchos desafíos".

Por separado la empresa Gas Natural Fenosa emitió un reporte en el que afirma: “La certidumbre otorgada por organismos internacionales sobre las reservas de gas shale técnicamente recuperable en el mundo y específicamente en México, respaldan las necesidades de reconfigurar el sector energético mexicano y son una oportunidad para consumidores y empresas que han apostado por el gas natural como una opción energética viable para el desarrollo del país”.

Se refirió a un reciente estudio prospectivo sobre petróleo y reservas gas shale de la Administración de Información de Energía en el que refiere de México que "sigue figurando entre las naciones con altos recursos calculados".

La Flacso México organizó un debate sobre la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027, donde Fabio Barbosa recordó que en el caso estadunidense, desde el siglo XVIII realizaron un mapeo de las rutas del gas lutita, mientras que en el caso mexicano la explotación de este recurso data de la presidencia de Guadalupe Victoria. "La industria petrolera está regresando a las zonas pobres que exploró hace más de 20 años porque los grandes yacimientos están decreciendo aceleradamente". No obstante ese conocimiento histórico, los expertos manifestaron que el gas shale no es una panacea rápidamente alcanzable, pues hace falta tecnologías, proveedores, abastecimiento de agua, ductos, infraestructura de almacenamiento, expertos e ingenieros, coincidieron los panelistas.

Las tendencias de producción de hidrocarburos de Estados Unidos no se pueden extrapolar o replicar en México, debemos buscar nuestro propio modelo de producción de gas shale”, dijo la economista Rosalba Mercado, especialista de la UNAM.

Offnews.info (Argentina)

 



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