Shale gas y tight oil: una revolución industrial

Luis Romero* / Energía a Debate

La revolución energética de los hidrocarburos no convencionales de Estados Unidos tiene consideraciones mucho más profundas de lo que se percibe. La idea generalizada de George Mitchell y su compañía Mitchell Energy & Development Co. como el wildcat de la industria no convencional, resulta apenas medianamente correcta para la explicación de un fenómeno de tal magnitud. Mucho antes de Mitchell y sus innovaciones en la cuenca de Barnett, donde efectivamente comenzó el boom no convencional por la década de los ochentas, las administraciones de Ford y Carter la década anterior enfrentaban la crisis del desabasto energético, derivada de las acciones emprendidas por la recién creada OPEC. Esta situación condujo a una serie de esfuerzos por parte de la administración norteamericana para incrementar la producción de hidrocarburos, que van desde los científico-tecnológicos hasta los instrumentos de mercado.

En 1976 un precursor del ahora conocido National Energy Technology Laboratory (NETL) y la Bureau of Mines (BOM) ponen en marcha el proyecto denominado Eastern Gas Shales Research.

El proyecto fue patrocinado por el Department of Energy y puede considerarse dentro de las actividades del upstream de los hidrocarburos no convencionales. Los objetivos más importantes dentro de este proyecto fueron: la determinación del aumento de la eficiencia en la recuperación cuanto se perfora horizontalmente un pozo, la creación de herramientas de medición y monitoreo durante la perforación, identificación de áreas favorables (sweet spots) para la extracción de shale gas y tight oil, aplicación de operaciones de fractura hidráulica (fracking) y demostración de los beneficios económicos de la explotación en este tipo de formaciones⁽¹⁾.

Más tarde se aprobó la Natural Gas Policy Act, ley que exigía la eliminación gradual del control de precios del gas natural en boca de pozo que hasta ese momento se había mantenido. Además, la Crude Oil Windfall Profit Tax Act de 1980 proporcionó los incentivos para el desarrollo de nuevas fuentes de hidrocarburos incluidas las no convencionales shale y tight⁽²⁾.

De regreso con George Mitchell, sus principales adelantos fueron en el mejoramiento de tecnología aplicada a los requerimientos específicos de la cuenca de Barnett. Estos avances permitieron reducir los costos de las operaciones y con ello generar la viabilidad económica de las formaciones no convencionales. Sus avances en perforación de pozos permitieron disminuir los costos en un 15%, además de que los tiempos necesarios también se redujeron de manera importante al pasar de veintidós a únicamente once días.

Estos elementos se inscriben dentro de lo que podemos denominar una política científico-industrial, en un principio es el gobierno quien da los primeros pasos destinados a desarrollar cierto sector de interés, en este punto la investigación y desarrollo son fundamentales. Posteriormente, las empresas privadas del sector objetivo retoman estos avances y los pone en práctica muchas veces mejorándolos, lo anterior es acompañado de otros beneficios de carácter fiscal y/o regulatorio.

La semilla de la revolución no convencional de mediados de los setentas y ochentas floreció en la industria del gas y petróleo que hoy se observa en Estados Unidos. Las implicaciones de tal fenómeno se presentan en ámbitos de muy diversa índole, siendo la más reciente la esfera geopolítica, ¿o es acaso que alguien pueda imaginar la política de Trump sin toda esta robusta industria respaldándolo? Para muestro de ello los datos hablan por sí mismos, en el caso del petróleo la producción a través de formaciones tight representó el 48% de la producción total de crudo en 2015. La caída de precios que se venía presentando desde mediados de 2014, y en a que la OPEC jugó un rol fundamental para intentar asesinar a la industria no convencional, apenas alcanzó para sacar de circulación medio millón de barriles en el año 2016, de los cuales 300 mil fueron no convencionales (ver Figura 1). A pesar de esta disminución la producción no convencional continúa con una participación de poco menos del 50% de la producción total de aceite.

Por el lado del gas natural los números son aún más sorprendentes para la industria de las formaciones de shale. Con respecto a 2015 la producción total de gas natural apenas se redujo durante 2016, con una disminución de un poco más de mil millones de pies cúbicos. Sin embargo, la producción de gas no convencional no observó ningún efecto ya que de hecho aumentaron sus niveles, no a los ritmos observados años atrás, pero lo suficiente para demostrar la resistencia de estos productores. El porcentaje de participación del gas natural no convencional a la oferta total de este energético alcanzó el 55% durante 2016 (Ver Figura 2).

El vecino del norte se encamina rápidamente a la independencia energética por el lado del gas natural, situación que hasta la fecha ha beneficiado a la creciente de demanda de este hidrocarburo en el sector energético mexicano. Más recientemente en el caso de nuestro país han surgido cuestionamientos sobre la dependencia al gas natural en un periodo de políticas proteccionistas de parte de nuestro principal proveedor.

Paralelamente a estas consideraciones y hechos, hay que tomar en cuenta que la empresa de los hidrocarburos no convencionales actualmente se asemeja más a un negocio de características industriales que a uno de características de explotación de hidrocarburos en un sentido clásico. Las dimensiones analizadas para tal afirmación son las siguientes.

Exploración y extracción Atrás quedaron los años en los que el desarrollo de proyectos de extracción de hidrocarburos, desde la exploración hasta la obtención de la primera gota de aceite o molécula de gas, rondaban los 5 y 10 años. Como todo en la actualidad los tiempos se han acelerado, desde las primeras producciones en Barnett la industria no convencional ha ido migrando a diferentes formaciones dentro de Estados Unidos. A Barnett en Texas le siguieron Eagle Ford y Bakken en la producción de aceite, Marcellus por otro lado sostiene actualmente la mayor producción de gas natural. Hoy en día, la formación Permian en Texas es la nueva joya de la industria, con presencia de petróleo y gas.

Lo sorprendente es la velocidad para migrar a formaciones con geologías e hidrocarburos dis ntos, por supuesto, el acceso a la información del subsuelo sigue siendo una parte fundamental para el éxito de cualquier proyecto de extracción de hidrocarburos. Los operadores cuentan con años de estudios del subsuelo, gran parte de ellos gracias al USGS (U.S. Geological Survey). Sin embargo, el riesgo geológico parece diluirse gracias a las técnicas modernas de extracción (perforación horizontal, fractura hidráulica) y el gran conocimiento del subsuelo. El concepto del riesgo geológico es el gran ausente en toda la conversación en torno a la industria no convencional.

La elasticidad para ofertar nueva producción durante 2010 era de entre 90 y 180 días⁽³⁾ y actualmente el tiempo se ha reducido. Ha surgido también el concepto DUC (Drilled but Uncompleted Well) para designar pozos perforados, pero no completados. Este último concepto cobra relevancia al estimar la capacidad de reacción ante aumentos en el precio de referencia. Las técnicas de extracción cada vez se vuelven más eficientes gracias a las mejoras tecnológicas, mismas que se superan a sí mismas a un ritmo más rápido. Estas innovaciones han llevado a la industria no convencional a ser una empresa de vanguardia comparable incluso con los grandes desarrolladores de software en Silicon Valley o con la nueva industria automotriz de Tesla.

Costos y rentabilidad

A la par de grandes cambios en el proceso de producción el tema de los costos ha seguido un patrón muy similar. Este proceso se ha visto fortalecido a raíz del último desplome de precios. Las compañías han podido reducir los precios de equilibrio para mantener las operaciones y aunque si bien muchas de ellas salieron completamente del mercado, muchas otras hicieron los procesos aún más eficientes. Las tasas de recuperación han aumentado, los pozos horizontales alcanzan cada vez mayores longitudes y la fractura hidráulica se ha vuelto más sofistica (Ver Figura 3).

La disminución en los costos de producción también obedece a la disminución en los precios de los servicios auxiliares, mismos que han comenzado a aumentar como resultado de una mayor demanda de perforación y fractura. Los costos de las tierras también se han vuelto relativamente más baratos de arrendar, pero en futuro cercano verán un incremento en los precios.

Detrás de los costos se encuentra el tema de los precios de equilibrio, un tema complicado en el que existen una gran cantidad de estimaciones. En este sentido hay quienes por un lado ubican estos precios por debajo del precio marcador actual, de esta manera al parecer las operaciones conservan rentabilidad. Por otro lado, hay estudios más críticos hacia el aceite y gas no convencional, que sitúan los precios de equilibrio por encima del precio marcador.

Más allá de la discusión acalorada entre críticos y promotores, lo que hay en el fondo no es la discusión entre blanco y negro, sino que discutir la escala de grises resulta mucho más provechosa. Las tasas de descuento utilizadas para calcular estos precios por lo regular oscilan entre 7 y 10% siendo esta última la más aceptada, esta brecha en las tasas de descuento es lo origina la amplia gama de estimación sobre los break-even prices.

Además de estos factores el aparato financiero detrás la industria se constituye como un actor clave para la revolución de los no convencionales, cuestión que se abordará en un futura entrega. Al margen de un análisis más profundo, bajo los factores expuestos es posible afirmar que la empresa shale y tight es una industria con profundas particularidades, de innovación y desarrollo tecnológico y con implicaciones a nivel mundial. Modelo que merece la pena revisar en un sentido más amplio que al ahora presentado, tomando en cuenta factores sociales y ambientales.

Consideraciones para México

De cara a la próxima Ronda 2.4 es conveniente preguntarse ¿Cuál es objetivo último de la convocatoria? ¿Será acaso fomentar una industria prácticamente inexistente en nuestro país, con encadenamientos sólidos hacia la economía interna nacional? ¿Utilizar los rendimientos de la explotación para detonar otras industrias como la petroquímica con el gas natural? ¿Se utilizará como un instrumento para una apuesta agresiva hacia la energía renovable en el mediano y largo plazos?

Como casi siempre hay un optimismo generalizado para la asignación de campos, en este caso es correcto utilizar formación.

Sin embargo, y más allá de la mera exploración y extracción de recursos, nuevamente, como innumerables veces en el pasado, la pregunta subyacente es si México se subirá al tren con todo y lo que ello implica. O si como tantas otras veces se quedará mirándolo como la más dramática película hollywoodense. Al parecer la oportunidad para ser los campeones en campos someros terminó hace tiempo y tendremos que esperar a ver los resultados en aguas profundas con los farmouts de PEMEX. Lo que nos deja con dos manos por jugar, la de los hidrocarburos no convencionales y la de las energías renovables, o más bien limpias, recordando que “el tren no espera a nadie”.

Píes de Nota:

Abert, Yost II (1976). Eastern Gas Shales Research. Morgatown Energy Technology Center. Estados Unidos.
Paul, Stevens (2010). The shale gas revolution. Hype and reality. A Chatham House report.
World Energy Council (2010). Survey of Energy Resources: Focus on Shale gas.

* Ingeniero ambiental y Maestro en economía de la Energía, Consultor independiente (lfromerog@gmail.com ).