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Fracking (no-convencional) vs. petróleo convencional

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En los últimos meses, el precio del petróleo ha venido recuperándose hacia niveles cercanos a US$65/barril-Brent frente a valores promedio de US$44-54/barril de 2016-2017 (incluso llegando a picos de US$70/barril a finales de enero (su máximo en tres años). Ello ha respondido principalmente a: i) la recuperación económica global, con crecimientos de 3,4%-3,6% en 2017-2018 (vs. 2,6% en 2016), destacándose el crecimiento de países emergentes como China e India (con expansiones de 7% anual); y ii) la extensión de recortes de oferta de la OPEP (incluyendo otros grandes jugadores como Rusia) por un total de 1.8Mbd hasta finales de 2018.

Sin embargo, mantener dicho precio en el umbral US$60-65/barril-Brent dependerá en buena medida de la producción de shale oil de EE.UU. Como es sabido, dicho fracking ha mostrado una “alta elasticidad-precio” (ver gráfico adjunto). En efecto, la producción de petróleo de EE.UU. ha venido superando niveles récord de 10 Mbd, donde se estima que el aporte del fracking es cercano al 60%. Según la Agencia Internacional de Energía, Estados Unidos podría consolidarse como el principal productor de petróleo hacia finales de 2018, desplazando a Arabia Saudita y Rusia.

Ello muestra cómo la revolución del shale gas-oil ha venido transformando el mercado energético durante la última década. Sin embargo, cabe anotar que dicha revolución del fracking ha sido más bien limitada en otros países. Por ejemplo, Europa ha mostrado resquemor frente a los daños ambientales que causa el shale gas-oil, particularmente en lo referente a la contaminación y uso intensivo del agua. Ello ha llevado a que Francia y Bulgaria hayan ratificado la prohibición de dichas técnicas en sus territorios, mientras que en Reino Unido sea limitada.

Lo paradójico de Europa es que rechaza el shale gas-oil, pero se ha mantenido consumiendo altas cantidades de carbón y frenando su sustitución por gas debido a problemas de adecuada infraestructura y de almacenamiento de gas líquido.

Más aún, en materia de intensidad del uso del agua, se ha encontrado que en el fracking dicho uso es menor vs. las técnicas convencionales, tal como lo demuestra un estudio de la Universidad de Texas. Allí se analiza la relación agua-petróleo (volúmenes) en los campos Eagle Ford y Bakken de Estados Unidos (representado conjuntamente cerca de 40% de la producción actual de shale oil), encontrando una relación en el rango 0,4-1,4 en dichos campos frente una de 0,1-5 en los campos convencionales. Adicionalmente, se ha venido avanzando en la implementación de mejores prácticas de extracción disminuyendo considerablemente los indicadores de contaminación.

Ahora bien, cabe preguntarse: ¿cómo luce el panorama de Colombia en el caso de yacimientos no convencionales? Las proyecciones disponibles señalan yacimientos que podrían incorporar alrededor de 5.000-8.000 millones de barriles a las reservas de petróleo de Colombia durante 2018-2050. Recordemos que estas llegan actualmente a solo 1.665 millones de barriles (5 años de producción vs. los 300 años de Venezuela), pues los últimos grandes hallazgos exitosos datan de Caño Limón (1982) y Cusiana-Cupiagua (1991).

Pero mucho del potencial de los no convencionales dependerá del curso que tome el marco regulatorio, donde el tema ambiental es crucial. Los detalles al respecto vienen dados por el Decreto 1076 de 2015 (recopilando toda la normativa ambiental expedida anteriormente), donde se establecieron procedimientos para la exploración/explotación de hidrocarburos no convencionales.

Pese a dichos avances en materia regulatoria, los resultados de la Ronda Colombia ANH-2014 mostraron un bajo interés de los inversionistas por este tipo de yacimientos en el país. Por ejemplo, de los 18 bloques ofrecidos de este tipo, tan solo 1 (en el Valle Medio del Magdalena) recibió ofertas. Esto en parte se explica por la tendencia mundial de las inversiones petroleras a inclinarse hacia la recuperación en el corto plazo, focalizándose en cuencas emergentes y maduras.

A estos lastres de la exploración/explotación no convencional, ahora debe sumársele el álgido debate ambientalista. Ya habíamos mencionado cómo la Contraloría había emitido una “Función de Advertencia” en 2012, alertando sobre los posibles riesgos de la industria no convencional. En dicho informe destacó: i) la contaminación de los acuíferos subterráneos; ii) la afectación de páramos, reservas forestales y parques nacionales; y iii) el incremento en la actividad sísmica. En seguimiento a dicha Advertencia, en 2014 se estableció que las subastas de no-convencionales de la Ronda Colombia ANH-2014 no cumplen con el principio de precaución.

El debate ambiental alrededor de las técnicas de extracción no convencional es complejo y dinámicamente cambiante. En este sentido, mal haría Colombia en prohibir de tajo la aplicación de métodos no convencionales y menos cuando el país enfrenta bajos precios (aún con las recuperaciones recientes) y volúmenes (promediando 854 kbd en 2017 vs. 886 kbd en 2016). De lo que se trata es de implementar y avanzar con las técnicas más productivas y menos contaminantes, con base en las mejores prácticas internacionales (ver Comentario Económico del Día 20 de noviembre de 2014).

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