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Ante la creciente dependencia energética de EEUU
La clave está en Caracas
Por Federico Bernal (*)
Le Monde diplomatique
Edición Cono Sur, enero 2010
El
panorama energético de Estados Unidos presenta serias
dificultades: la mayor parte de sus fuentes de
aprovisionamiento de hidrocarburos está en el extranjero;
sus reservas propias, al actual ritmo de extracción, se
agotarán en apenas diez años; el petróleo de su principal
proveedor –Canadá– es cada vez más caro y difícil de
extraer, y el de México –otro exportador fundamental–
registra una declinación imparable. Frente a este escenario
Venezuela, cuyas reservas petrolíferas son sólo superadas
por las de Arabia Saudita, se ha transformado en un objetivo
estratégico de primer orden para Washington. Pero el país
de Hugo Chávez está dispuesto a utilizar al petróleo como
una carta geopolítica decisiva.
Estados Unidos es el principal consumidor de petróleo crudo y productos
derivados del planeta, con un 22,5% del consumo total
mundial, seguido por Europa (UE25) con el 17,9% y China con
el 10%. Lo mismo sucede con el gas natural: participa con un
22% del total mundial, seguido por la UE25 con el 16,2% y
Rusia con el 13,9%. A pesar de liderar el consumo planetario
para ambos hidrocarburos, cuenta con apenas un 2,4% y un
3,6% de las reservas mundiales de petróleo y de gas
natural, respectivamente (1). Al ritmo de extracción
correspondiente a 2008, sus reservas se habrán agotado
entre 2020 y 2022. Pero como se sabe, Estados Unidos perdió
su autosuficiencia energética hace ya más de medio siglo,
y su producción doméstica de crudo viene decayendo de
manera irreversible y progresiva desde 1985 (2). Según el
último informe estadístico de la BP, Estados Unidos importó
diariamente en 2008 unos 10,9 millones de barriles netos (3)
de petróleo y derivados, y unos 68,3 billones netos de pies
cúbicos de gas natural, equivalentes al 56% y al 12% del
consumo interno, respectivamente.
Ahora bien, el 65% de la demanda total de energía primaria estadounidense
se satisface con hidrocarburos líquidos y gaseosos,
recursos que sumados al carbón mineral elevan la
participación de los combustibles fósiles en la matriz
primaria del país al 90%. La Administración para la
Información Energética de Estados Unidos (EIA, por su
sigla en inglés) proyecta en su informe correspondiente a
2009 (4), que el consumo doméstico total de energía
primaria crecerá a razón de 0,5% entre 2007 y 2030. En
materia de demanda eléctrica –y suponiendo un escenario
de crecimiento moderado– prevé un incremen to del 26% en
igual período, con el gas natural apenas cayendo un 1% al
2030. Ese mismo año, entre el 22 y el 23% de la energía
consumida por Estados Unidos vendrá de fuentes externas.
Mirar
tras las fronteras
Estados Unidos debe importar cerca del 66% del petróleo que consume. Y su
producción doméstica viene cayendo sin pausa desde 1986,
declinación que obedece al avanzado grado de maduración de
sus yacimientos. Si bien la producción en 2008 fue de 4,950
millones de barriles diarios (la menor producción
registrada desde 1947), en lo que va de 2009 se advierten
algunos síntomas de recuperación, fundamentalmente
impulsados por la producción del off–shore en aguas
estadounidenses del Golfo de México y la aplicación de técnicas
de recuperación con dióxido de carbono en el on–shore.
Visto que la participación del off–shore equivaldrá en
el 2010 al 35,7% del total producido, y visto también que
la extracción del on–shore se efectúa por técnicas de
recuperación secundarias y terciarias, la producción
estadounidense es sumamente dependiente de la cotización
internacional del barril de petróleo.
En 2008, doce países concentraron el 90,74% de las exportaciones totales de
crudo adquiridas por Estados Unidos. El primer gran
proveedor es Canadá con el 20% del total, seguido por
Arabia Saudita, México y Venezuela. Resulta interesante
advertir que Venezuela y Ecuador juntos (V+E) suponen el
12,81% del total del crudo importado o el tercer puesto en
el ranking de los doce primeros exportadores. Si a los
anteriores les sumamos Colombia (V+E+C), entonces el norte
de América del Sur supone el 14,63% del total, porcentaje
que al sumarle Brasil (V+E+C+B) permite concluir que el petróleo
sudamericano es la segunda potencia exportadora de crudo
hacia Estados Unidos.
Gas,
un alivio
A diferencia del petróleo, la producción doméstica de gas natural es más
que significativa, cubriendo cerca del 85,1% de la demanda
total en 2007. No obstante, Estados Unidos debió importar
en los últimos cinco años entre un 13% y un 16% de sus
requerimientos internos (5). Entre los principales
exportadores de gas durante 2008 figuraron: Canadá con un
90% del total, Trinidad y Tobago con un 6,6%, seguido muy
lejos por Egipto y México. Las importaciones de gas natural
se realizan fundamentalmente a través de gasoductos, aunque
la proporción de LNG (gas natural licuado), transportado
por buques metaneros es cada vez mayor. Por ejemplo, entre
2000 y 2007 inclusive (2008 no puede ser considerado un año
normal) (6) se incrementó en un 341%. Las importaciones de
LNG serán estratégicas al menos hasta el año 2018 (pico
de importación de LNG), año en el que se calcula habrán
superado a las importaciones desde Canadá vía gasoductos,
manteniéndose por encima de ellas hasta más allá del año
2030. A propósito, la EIA, en su informe que ya hemos
citado, señala que entre 2020 y 2025 el LNG participará
con el 74,2% y 88,8% de las importaciones totales
estadounidenses de gas natural, respectivamente. En este
sentido, ¿qué país se destaca como proveedor estratégico
de LNG? Cerca de un 75 por ciento de las importaciones
totales de LNG en 2008 provinieron de Trinidad y Tobago. Un
país que además de resultar clave por sus actuales volúmenes,
lo es también por ostentar una atractiva combinación entre
los mejores precios del mercado, la proximidad geográfica a
Estados Unidos, el horizonte de reservas y su excedente
exportable.
Finalmente y según el análisis de la EIA, las reservas y producción de
gas natural convencional en las 50 cuencas gasíferas de
EE.UU. y Canadá (su principal proveedor externo) declinarán
irreversible y pronunciadamente hasta el 2030. Sin embargo,
la producción de gas natural proveniente del off–shore, y
sobre todo, la de tipo no convencional (7), irán en ascenso
y serán estratégicas para la futura viabilidad económica
estadounidense. En efecto, la producción creciente de gas
natural no convencional permitirá cubrir las necesidades
internas desde un 85,1% en 2007, pasando por un 89,1% en
2010 y 97,1% en 2030.
Canadá,
un problema
Dado que Arabia Saudita como proveedor estratégico requiere de un análisis
aparte, nos referiremos aquí a Canadá y México, países
que juntos representan el 32,3% de las importaciones totales
de crudo estadounidenses. Analicemos el primero de ellos. De
una producción local de 2,7 millones de barriles diarios (mbd),
Canadá exportó a Estados Unidos en 2008 unos 1,9 mbd.
Ahora bien, de los 2,7 mbd, un 44,4% proviene de las arenas
bituminosas (8). ¿Esto es bueno o malo? Que cerca de la
mitad de la producción total canadiense sea del tipo de más
costosa (50 dólares el barril) (9), más compleja y
contaminante extracción de los existentes en el planeta, no
resulta para nada alentador. Por ejemplo, un barril a 60 dólares
promedio pondría en riesgo la producción diaria de 1 mbd
durante la próxima década (10).
Pero eso no es todo. Ocurre además que la producción de crudo convencional
(no bituminoso) viene declinando desde la década del
noventa como consecuencia de la madurez de los yacimientos:
de los actuales 1,5 mbd (11) se prevé una caída a 589.000
barriles diarios para 2025. Y como si esto no resultara
suficiente, la participación del crudo bituminoso en la
producción total se elevará de los actuales 44,4% a 66,6%
en 2015 y 78,6% en 2025 (12). En síntesis, el problema con
Canadá no pasa por una merma de excedentes exportables como
consecuencia de un aumento de su consumo interno (13), ni
tampoco por una declinación futura en la producción
nacional (en un escenario conservador, la producción pasaría
de 2,7 millones de barriles diarios en 2008 a un pico de 3,1
en 2019, para caer a 2,8 en 2025), sino más bien en la
ecuación petróleo convencional–bituminoso. Canadá es en
la actualidad –y lo será de manera creciente– un
proveedor costoso y complejo para Estados Unidos, cuyos
niveles de producción estarán cada vez más ligados a la
cotización internacional del barril (14).
México
se apaga
Según la EIA, las reservas probadas de crudo mexicano cayeron un 41% desde
el año 2000 o un 75% desde 1997 (15). Esta caída se
explica por la nula reposición de reservas como
consecuencia de la declinación de Cantarell, su principal
yacimiento (Cantarell aporta más de un 50% de la producción
total de crudo mexicano desde el año 2000). Estimaciones
oficiales de Pemex calculan que la producción seguirá
cayendo en los próximos años a razón de un 14% anual. En
síntesis, el remanente de crudo mexicano destinado a la
exportación está en grave riesgo. Pero no sólo se exporta
menos, sino que antes de finalizar 2009, un 89% de las
exportaciones fueron del crudo variedad Maya de 22º API
(pesado), porcentaje que viene creciendo desde 2006 (83%).
Hasta aquí un análisis meramente técnico. Veamos ahora los factores que
vienen transformando a México de un proveedor seguro y
confiable a uno inseguro y pobre. Según el informe
International Energy Outlook (2008) publicado por el
Departamento de Energía de Estados Unidos, el consumo
interno mexicano de petróleo aumentará un 24% entre
2005–2020, o más de 500.000 barriles diarios más que en
2005. Paralelamente, la producción caerá de 3,8 mbd a 2,4
mbd en el mismo período. Esta combinación permite concluir
que para 2020, el consumo interno superará a la producción
local en 200.000 bd, brecha que llegará a 300.000 bd en
2030. En este escenario, México se convertirá
progresivamente de proveedor de crudo de su vecino del norte
en su competidor por el crudo de los grandes exportadores
mundiales.
Y no sólo aumentará el consumo de petróleo. El incremento del consumo
local de naftas llevará los niveles de importación de los
actuales 40% a un 58% para 2015 (16). De hecho, ya el año
pasado debió importar un 9,1% más de naftas de lo que
importó en 2007 (17).
Todo
apunta a Venezuela
Según el último informe publicado por la OPEP (Annual Statistical Bulletin
– 2008), las reservas probadas de petróleo de Venezuela
se ubican en 172.323 millones de barriles, casi 7 veces más
que las reservas certificadas de México (12.187 millones de
barriles) y Brasil (12.624 millones de barriles) juntas. A
diciembre de 2008, Venezuela se ubicó como la segunda
potencia petrolera del mundo detrás de Arabia Saudita, la séptima
exportadora con 1,735 millones de barriles diarios (un 55,6%
de su producción doméstica) y la tercera productora en
igual año (18). Prevé llevar su producción actual a unos
5,837 millones de barriles diarios en 2012 (PDVSA – Plan
de Negocios 2006–2012). Ahora bien, una vez certificadas
las reservas de la Faja del Orinoco (2009–2010), el país
caribeño se convertirá en la mayor reserva comprobada de
crudo del planeta, con 313.000 millones de barriles (Arabia
Saudita cuenta con 264.000). En materia de gas natural,
participa con un 62% de las reservas gasíferas
latinoamericanas, equivalentes al 7,8% del total mundial (BP
– Statistical Review of World Energy, 2009). De
confirmarse los volúmenes contenidos en el
mega–yacimiento gasífero recientemente descubierto,
Venezuela automáticamente escalaría de la novena a la
cuarta posición como mayor reservorio mundial en este
recurso (PDVSA Informa –13–9–09).
Pero la importancia hidrocarburífera venezolana trasciende lo meramente
cuantitativo. Y es que la Venezuela de Hugo Chávez no sólo
ha retomado su tradicional e histórica posición
equilibradora entre las Compañías Internacionales de Petróleo
(CIP) y las Compañías Nacionales de Petróleo (CNP), sino
que la ha profundizado. A propósito, vale la pena esbozar
un breve repaso de esa costumbre. Venezuela, a partir de
1948 estableció la proporción del “50–50” en el
reparto de las ganancias entre las CIP y los Estados
petroleros más poderosos de la época. Luego, en 1960, fundó
junto con otros grandes productores la OPEP, organización
que recién gracias al empuje generado por la nacionalización
de la industria petrolera venezolana en 1976 (año de la
creación de PDVSA), pudo extender sus atribuciones para
comenzar a retar seriamente el poderío de las CIP en
materia de derechos de propiedad, fijación de precios,
niveles de producción y condiciones contractuales más
favorables al interés nacional (19). Pero entre 1980 y el
2000, amparadas y envalentonadas por la ola neoliberal que
azotó al mundo, la OPEP sucumbió a las presiones de las
CIP. No obstante, el fin del entumecimiento del cartel y el
reposicionamiento de las CNP a nivel mundial vino otra vez
de la mano de Venezuela, más precisamente de Hugo Chávez:
el precio del crudo pasó de 7 a 10 dólares el barril al
momento de asumir Chávez a unos 100 dólares al abandonar
Venezuela la presidencia de la organización, algunos años
después.
Hoy el ascendiente bolivariano se manifiesta mucho más allá de la OPEP. El
reconocimiento de su histórico y progresivo rol terminó
catapultando a Venezuela como líder indiscutido del frente
de las CNP, frente que domina el 94% de las reservas de petróleo
y gas natural del planeta, con diez de ellas controlando el
50% de la producción total de petróleo, y únicamente 3
como dueñas de más del 50% de las reservas probadas de gas
natural (20). Este liderazgo también se refleja en el
flamante cartel del gas natural –originalmente motorizado
por Venezuela– denominado Gas Exporting Countries Forum,
con el 62% de las reservas probadas y el 33% de la producción
(BP – Statistical Review of World Energy 2009). En un
mundo cuya matriz energética dependerá en un 80% del petróleo,
el gas natural y el carbón mineral para el año 2030 (21),
de cómo y quiénes los produzcan, comercialicen, coticen y
controlen se podrá avanzar en la fundación de un mundo
verdaderamente multipolar, o bien se retrocederá a lo peor
de la unipolaridad.
El
volcán de América
La problemática de México y Canadá como proveedores confiables y seguros
de Estados Unidos convierten al petróleo sudamericano, más
específicamente al venezolano, en crucial para su
supervivencia. Efectivamente, Venezuela presenta el estatus
de proveedor estratégico dada la combinación de los
siguientes factores, ausentes en los casos de México y
Canadá: 1) muy buenas perspectivas de crecimiento de su
producción; 2) ingentes volúmenes de reservas con bajos
niveles de extracción; 3) costos razonables por barril de
crudo extraído; 4) crudo no convencional de tipo pesado y
extra–pesado no bituminoso; 5) cercanía geográfica, y 6)
bajo consumo de petróleo y gas natural en las matrices
energéticas primaria y secundaria. Claramente, nada mejor
para la seguridad energética de Estados Unidos que un
gobierno títere en Caracas. Sin embargo, y a contramano del
interés de Washington, su cuarto proveedor de crudo y
primera potencia petrolífera mundial no sólo comienza a
diversificar su mercado comprador convocando a enemigos
declarados de Estados Unidos o a sus competidores directos
por la hegemonía planetaria; no sólo utiliza al petróleo
como carta geopolítica, sino que además se propone
alcanzar la industrialización, la soberanía tecnológica y
el desarrollo socioeconómico local y regional
(centroamericano, caribeño y andino) en un corto lapso de
tiempo.
Y no sólo eso, sino que la revolución bolivariana se alza como el peor
obstáculo a los planes estadounidenses de transformar al área
del Golfo de México, América Central, el Caribe y el norte
de América del Sur en el nuevo Oriente Medio americano, o
en dos palabras, “Medio América”. ¿Es correcta dicha
similitud? Absolutamente... siempre y cuando se tomen en
consideración los siguientes elementos: 1) Venezuela es la
primera reserva petrolera y una de las principales reservas
gasíferas del mundo; 2) Venezuela es el principal referente
y protagonista del frente petrolero y gasífero mundial de
las CNP (engloba a la OPEP y el cartel del gas); 3) el rol
geopolítico de Petrocaribe en el corazón de “Medio América”
y la provisión de crudo a Cuba y el desarrollo de su
infraestructura energética; 4) la creciente importancia
relativa del crudo venezolano comprobada la problemática
petrolera canadiense y mexicana; 5) la importancia del crudo
proveniente de Ecuador, Colombia y Venezuela para Estados
Unidos, equivalente al 14,63% del total importado o la
tercera potencia importadora; 6) la ubicación geográfica
de los tres principales yacimientos mexicanos, al sur del país;
Cantarell y Ku–Malob–Zaap en aguas del Golfo de México,
también al sur; 7) el rol de Trinidad y Tobago como
exportador estratégico presente y futuro de LNG a Estados
Unidos, y 8) la producción off–shore estadounidense en
las aguas del Golfo de México y su progresiva incidencia en
la producción total doméstica (en el 2010 equivaldrá al
35,7% del total producido).
La imagen que ilustra la página anterior es una representación de “Medio
América”. Hemos indicado los países involucrados en los
elementos antes descriptos, a los que se les agrega
Nicaragua, principal aliado de Chávez en la región. Las
estrellas señalan las zonas conflictivas: el golpe de
Estado en Honduras, la invasión de Colombia a Ecuador el 1°
de marzo de 2008 y la continua hostilidad diplomática entre
Colombia y Venezuela (hostilidad que ya afecta los planos
económico y comercial). Cuando estos conflictos son
analizados a la luz de la importancia geopolítica y
geoenergética de esta región, se comprende por qué los más
graves inconvenientes registrados al día de la fecha en América
latina se concentran en “Medio América”.
(*) Bioquímico,
Doctor. Director editorial del Centro Latinoamericano de
Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICET).
Notas:
1.
Statistical Review of World Energy, British Petroleum, 2009.
2. Producción que, de no haber mediado el aporte de Alaska, hubiera
iniciado su declinación en 1971, año del pico de extracción
alcanzado por los 48 Estados de la Unión.
3. Importaciones netas (In): volumen importado – volumen exportado.
4.
Annual Energy Outlook 2009, U.S. Energy Information
Administration (EIA).
5.
Energy in Brief, EIA, 28–7–09.
6. El Bureau Nacional de Investigación Económica declaró que Estados
Unidos entró en recesión en diciembre de 2007. Véase:
“Determination of the December 2007 Peak in Economic
Activity”, National Bureau of Economic Research,
11–12–08.
7. El gas natural no convencional es un tipo de fluido cuya extracción es más
difícil (técnicamente hablando) y menos económica que la
del gas natural convencional.
8.
2009–2025 Canadian Crude Oil Forecast and Market Outlook,
Canadian Association of Petroleum Producers (CAPP).
9.
Oil and Gas Journal, 2–2–09.
10.
Oil and Gas Journal, 13–7–09.
11. Contempla la producción de la Cuenca Atlántica canadiense, durante
2008.
12.
2009–2025 Canadian Crude Oil Forecast and Market Outlook,
CAPP.
13. En su informe citado la CAPP estima un aumento del consumo del 10% entre
2008 y 2015.
14. Los planes de exploración y producción de crudo canadiense se vieron
recortados un 8% (crudo convencional) y un 25% (crudo
bituminoso) respecto a 2008. Véase:
Oil and Gas Journal, 27–4–09.
15.
Oil and Gas Journal, 15–12–08.
16.
Oil and Gas Journal, 15–12–08.
17.
Oil and Gas Journal, 2–2–09.
18.
Oil and Gas Journal, O&G100 Survey, 21–9–09; Annual
Statistical Bulletin, OPEP, 2008.
19. Declaración OPEP del 6–3–1975.
20.
Oil and Gas Journal, 2–2–09. En
1970 las Compañías Internacionales de Petróleo (CIP)
(corporaciones privadas) eran responsables del 85% de las
reservas probadas de crudo planetario. Dominaban los
negocios del upstream y del downstream. Pero en la
actualidad, las CIP controlan entre el 6% y el 8% de las
reservas probadas.
21.
Oil and Gas Journal, 12–1–09.
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