E3: ENERGÍA, ECOLOGÍA, ECONOMÍA

06.07.2020

La crisis de la industria del fracking, el inicio del descenso energético y las decisiones de México

Dr. Luca Ferrari

Consecuencias del exceso. Fotografia: Jorge Alcántara 2020
Dr. Luca Ferrari

La baja en la demanda de energía a nivel global por la contingencia sanitaria ha cimbrado el ya frágil sector energético, provocando consecuencias duraderas. En su más reciente informe sobre el financiamiento de nuevos proyectos, energéticos la Agencia Internacional de Energía señaló textualmente: «La industria energética que emerge de esta crisis será significativamente diferente de la anterior».

 

Los escenarios más recientes indican que la baja de la demanda de petróleo con respecto a 2019 será de alrededor de 14 % para 2020 y de 8 % a 9% para 2021; esto sin considerar la posibilidad de nuevas oleadas de contagios (rebrotes). A pesar del acuerdo de recorte de la producción de los principales productores (OPEP y Rusia), el precio del barril de referencia West Texas Intermediate no ha podido recuperar los niveles previos a la pandemia. Se prevé que se mantendrá entre 35 y 40 dólares por barril todo este año y sólo subirá un poco más en 2021.

 

Con estos precios, la industria petrolera probablemente no invertirá en nuevos proyectos para extraer el petróleo difícil que queda, ya que estos tienen costos mucho mayores del precio de venta que se vaticina a futuro. En conjunto, en 2020 habrá una disminución de la inversión en exploración y producción de 29 %, pero el sector más afectado será el del petróleo y gas de lutitas de EE.UU. -que explota con fracking-, ya que su costo de producción promedio ronda de los 50 a 55 dólares por barril.

 

En este segmento, ya ha habido una baja de las inversiones de 45 % a 50 %. Hay que recordar que la industria del fracking nunca fue rentable y sólo pudo mantenerse a flote por el flujo continuo de capitales que buscaban un rendimiento superior a 5 %, después de que la Reserva Federal de EE.UU. había bajado casi a cero su tasa de interés en 2009. Año con año, las empresas del fracking estuvieron endeudándose constantemente porque si bien pagaban impuestos, dividendos e intereses, no podían repagar el capital del préstamo.

 

Como es sabido, la producción de los campos de petróleo y gas de lutitas baja drásticamente desde el primer mes de extracción. Como los sitios de mejor calidad -los llamados sweetspots- se explotan primero, en el tiempo, la productividad va bajando porque se tiene que perforar en sitios menos productivos.

 

Una primera baja de la producción ocurrió en 2015, después de la caída del precio del crudo de finales de 2014 pero, después de la quiebra de varias empresas, las supervivientes lograron reducir los costos y volver a incrementar la producción perforando pozos horizontales aún más largos y usando más agua, arena y aditivos en las operaciones de fracking1. A pesar de esto, todos los campos ya habían empezado a bajar su producción a finales de 2019. En la gran cuenca Permian de Texas occidental, el último gran campo en tener el récord de producción, la producción de petróleo alcanzó su punto máximo en diciembre de 2019 en 3,9 millones de barriles diarios (Mdbd). Para marzo de 2020, la producción de petróleo de los pozos que habían empezado a producir en 2019 ya había caído a 3,0 Mdbd, es decir, que en sólo tres meses el declive fue de 23 %.

 

Con la crisis económica producto del COVID 19, la ya precaria situación del fracking se ha vuelto insostenible. Algunas grandes empresas ya han empezado su proceso de quiebra y para este año se estima que EE.UU. producirá en promedio 2 Mdbd menos, desde cerca de 13 a 11 Mdbd. Dado que la producción de petróleo de lutitas de EE.UU. ha sido casi la única que ha logrado crecer en la última década, es muy probable que el pico global del petróleo quedará para noviembre de 2018 con casi 100 Mdbd. Es muy difícil que la producción global vuelva a crecer porque: 1) los pozos que se han cerrado no siempre producen lo mismo una vez reabiertos y volver a poner en marcha un campo tiene altos costos; y 2) en la recesión económica que estaremos viviendo por un tiempo, habrá escasez de capital para financiar la reactivación de la industria y una demanda cada vez más débil.

 

El descenso energético ha empezado. Ninguna otra fuente de energía tiene la concentración, versatilidad y, facilidad de transporte y almacenamiento del petróleo. Menos consumo de petróleo a largo plazo implica desglobalizar: menos comercio internacional y reducción de la movilidad, la producción industrial y, el consumo de bienes y servicios2.

 

La crisis de la industria del fracking en EE.UU. puede afectar seriamente a México por su dependencia del gas natural estadounidense. El gas se usa principalmente para calefacción y para producción de electricidad en centrales de ciclo combinado. Después de que la producción nacional empezó a decrecer en 2009, México importa cantidades crecientes de gas de EE.UU. para producir su electricidad.

 

En el último año, México ha importado entre 5 y 5,5 millones de pies cúbicos (MMpcd) de gas natural producto del fracking de EE.UU. En los primeros cuatro meses de 2020, 62 % de la electricidad nacional se ha producido con gas natural. Dado que el gas que produce PEMEX se usa casi totalmente para la industria petroquímica, se puede estimar que por lo menos 50 % de la electricidad que usamos depende del gas importado de EE.UU.

 

Como en el caso del petróleo, para el gas natural también se estima una caída importante de la producción de EE.UU., cerca de 9 mil millones de pies cúbicos diarios (Mpcd) para diciembre 2020, lo que representa una disminución anual de 9 %. En los años subsecuentes es improbable que la producción vuelva a crecer a niveles superiores a los de 2019, por las mismas razones que describimos para el petróleo.

 

Es posible entonces que el gas de EE.UU. también haya llegado a su pico de producción en 2019. Esto representa un alto riesgo para México, ya que es de esperarse que habrá un momento en el que el vecino del norte deje de vendernos gas cuando lo necesite para la calefacción de sus habitantes. Como la demanda de gas también ha bajado, para este año se espera todavía un superávit de oferta del gas de EE.UU. de aproximadamente 1,5 Mpcd; sin embargo, el pronóstico para 2021 es muy diferente, con un déficit de oferta de aproximadamente 2 Mpcd.

 

Este escenario pone a la presente administración en una encrucijada. La producción nacional de gas no puede crecer porque el gas convencional está en declive geológico y la explotación por medio de fracking en México es aún menos rentable que en EE.UU. La generación hidroeléctrica y geotermoeléctrica puede crecer sólo de forma modesta, porque las principales cuencas hidrológicas y los campos geotérmicos más grandes ya están en producción. La energía nuclear no representa una opción viable por los problemas de seguridad, por los costos y los tiempos para la construcción de una central. La grandes centrales solares y eólicas que están listas para entrar en función y las que se están construyendo presentan el problema de la intermitencia, que se compensa con centrales de ciclo combinado de gas natural o con las termoeléctricas.

 

En este contexto, la Secretaria de Energía ha decidido posponer la entrada en función de centrales solares y eólicas, y dar prioridad a las centrales termoeléctricas, que si bien son las menos eficientes y más contaminantes pueden producir energía eléctrica cuando se necesita. Además, estas centrales queman combustóleo, un producto que las tres refinerías de PEMEX -que no se han reconfigurado- producen en abundancia2 y que desde el 1 de enero difícilmente se puede comercializar como combustible para los buques de carga por su alto contenido de azufre que prohíbe la norma internacional OMI 20203.

 

Finalmente, las centrales termoeléctricas son de la Comisión Federal de la Electricidad (CFE), mientras que las solares y eólicas son de empresas privadas. El gobierno actual quiere evitar que los privados tengan una mayor participación en la generación de electricidad, que ya ronda en 46 %. Estas razones se pueden reconducir a la decisión ideológica de que PEMEX y la CFE tienen que ser el eje de la política energética mexicana por encima de cualquier otra consideración de tipo económico o ambiental. Una decisión además que no ha sido revisada a la luz de la crisis del COVID 19.

 

Existe, sin embargo, otra opción más sustentable que permitiría evitar el desabasto eléctrico y, al mismo tiempo, tener un menor impacto ambiental. La opción es adaptarse a la nueva realidad energética. Los flujos naturales de energía de las fuentes renovables pueden soportar un nivel de consumo muy inferior al actual. Además, si queremos realmente enfrentar el cambio climático deberíamos reducir anualmente nuestras emisiones como lo ha sido con el «coma inducido» de la economía global durante esta pandemia5.

 

La posibilidad de tener electricidad cuando queremos y en la cantidad que queremos es un lujo que nos dieron los combustibles fósiles, fuentes no renovables y contaminantes pero concentradas y controlables. Si aceptamos el hecho de que vamos a enfrentar un descenso energético y queremos transitar hacia fuentes renovables tendríamos que renunciar a este lujo. Un descenso próspero hacia la sustentabilidad pasa no sólo por usar menos energía, sino también por usarla cuando está disponible, como lo hizo la humanidad por milenios.

 

 

1 Hughes, J. D. (2018). Shale reality check. Post Carbon Institude: Santa Rosa, CA, USA, 543. https://www.postcarbon.org/publications/shale-reality-check-2019/

2 Arellanes, J. (2020). ¿Fin de los combustibles fósiles, fin de la globalización? Foreign affairs Latinoamérica.

http://revistafal.com/fin-de-los-combustibles-fosiles-fin-de-la-globalizacion/?fbclid=IwAR0Vdibwt8_ivFjuqvHzbXLwYwC6MPfxa4DiYVNhUk0iMHuF-CRALa1O5uQ

3 En 2019, las refinerías de PEMEX produjeron un promedio de 21,7 % de combustóleo por cada barril de petróleo que se refinó; sin embargo, la cantidad varías mucho: Cadereyta 12,35%; Madero 16 %; Minatitlán 6%; Tula 40 %; Salamanca 29 %; Salina Cruz 37 %. La diferencia entre las primeras tres es que se reconfiguraron en el sexenio pasado para procesar el petróleo más pesado que estamos produciendo. Las que se reconfiguraron producen más gasolina y diésel, y menos combustóleo. Al querer subir la refinación y bajar la demanda por el COVID se tiene un excedente de combustóleo.

4 Desde el 1 de enero, la norma mundial OMI 2020 reduce el contenido de azufre del combustible de los buques al 0,50 % (del 3,50 % actual). Este límite es obligatorio para todos los buques que operen fuera de ciertas zonas de control de emisiones designadas, donde el límite ya es de 0,10%.

Pemex produce uno de los crudos con mayor contenido de azufre a nivel mundial, 

la mezcla Maya y su combustóleo también lo es.

5 La consultoría internacional Rystad Energy estima que este año habrá una reducción del hasta 8 % de las emisiones de CO2

 

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