Demanda Pico y el negocio petrolero

Aurelio Concheso:  Petróleo Pico, el momento en el cual la mitad del recurso existente se ha consumido, es un concepto desarrollado por el geólogo M. King Hubbert, quien en 1956 proyectó que el pico de producción petrolera de Estados Unidos ocurriría alrededor de 1970.

Y, 40 años después, EEUU sobrepasó a Arabia Saudí como mayor productor del mundo.

Entre tanto, el Petróleo Pico mundial se ha venido vaticinando para 2006, luego 2010, y continúa siendo un blanco móvil.  En tiempos recientes, la preocupación por un eventual momento de Petróleo Pico ha sido sustituida por un nuevo concepto, el de Demanda Pico. Es decir, el momento cuando motivado por el avance de las energías renovables y las preocupaciones por el calentamiento global, la demanda de petróleo comience a declinar y continúe haciéndolo de manera irreversible.

Recordando la admonición del Jeque Yamani, ministro Saudí de petróleo en los años 80, “la Edad de Piedra no terminó porque se acabaran las piedras”.

Para Venezuela, como país con las reservas de crudo más grandes del mundo, debe ser motivo de interés y preocupación quién será, por así decirlo, el último de pie en el ring.

Lo sucedido esta semana en materia de exploración Costa Afuera en dos países petroleros de primera importancia, podría arrojar ciertas luces sobre el particular:

El miércoles 6 de noviembre Brasil sostuvo una ronda de ofertas de bloques costa afuera que convocaba a las principales petroleras del mundo a lo que, en apariencia, es una de las fronteras más interesantes, pero costosas (un pozo puede costar hasta $150 millones) de nuevos yacimientos sudamericanos. Según reseña la agencia Reuters: “la mayor subasta de petróleo de Brasil decepciona, ya que sólo Petrobras y las empresas chinas ofertan”. Lo de las empresas chinas es un decir, pues sólo participaron con Petrobras en un 5% de uno de los bloques. ¿Qué sucedió? Las demás empresas ayuntadas por los altos bonos de firma y un marco jurídico que no les ofrecía garantías como para comprometerse a largo plazo, no se sintieron animadas a participar.

Del otro lado del Atlántico, el 4 de octubre, la Noruega Equinor comenzaba producción en un gigantesco campo, el Johan Sverprup, que promete 50 años de horizontes productivos a niveles de 660.000 barriles diarios, y costos estimados entre $ 20/25 por barril, que le garantizan ser competitivos en un ambiente de demanda decreciente.

La producción de petróleo y gas tiene múltiples restricciones y obstáculos en un mundo que se “descarboniza”. Entre ellos, están altos costos iniciales de capital, implacables tasas de declinación natural, otros riesgos geológicos y operacionales, precios cíclicamente bajos, así como riesgos fiscales y políticos, son solo algunos de los más importantes. Para contrarrestar estos riesgos, la empresa Noruega ha aplicado tecnología geocientífica de última generación, procesos de producción, logística y gerencia sofisticados, y una preocupación por reducir la huella de carbono que le garantice viabilidad y aceptación en el largo plazo. No menos importante ha sido el hecho que el Campo tiene acceso a infraestructura complementaria y un entramado de empresas de servicios petroleros de primer orden.

Venezuela no tendría por qué no estar en la misma categoría que Noruega: los costos de sus campos convencionales son los más bajos del Hemisferio, cercanos a $15 el barril, infraestructura un tanto deteriorada pero centenaria, y la misma desemboca en las mayores refinerías del mundo o en terminales de embarque que acomodan supertanqueros.

No de menor importancia, su huella de carbono es potencialmente baja, dado que más del 40% de su energía eléctrica es de fuentes renovables (como Noruega).

De la voluntad de los venezolanos en dejar a un lado paradigmas del pasado y enfrentar el futuro petrolero, como lo está haciendo Noruega, depende que estemos entre los últimos productores eficientes que queden, o que suframos desaires como al que se expuso Brasil esta semana.-

LaOtravia/Editorial