México: Perspectivas para el desarrollo de gas y aceite de lutitas (Shale Gas/Oil) 1 de octubre de 2012
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030 2032 2034 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 1. Cambio de paradigma en el mercado de gas natural El cambio de paradigma en el mercado de gas natural, derivado principalmente de la producción de shale gas en la región de Norteamérica, ha tenido efectos positivos en el abastecimiento de este energético. La producción de shale gas pasó de representar 2% de la producción de gas seco en EU en el año 2000, a más de 35% en la actualidad. Las importaciones de gas natural disminuyeron de 11.9 BCF/d en 2005, a 9.46 BCF/d en 2011. Se estima que EUA se convierta en exportador neto de gas natural en 2022, y que en 2035 las exportaciones netas de gas natural asciendan a 7.4 BCF/d. 80 70 Producción de gas seco en EUA y demanda BCF/d Proyecciones de producción Consumo 10 Exportaciones netas de gas natural en EUA BCF/d 60 50 40 Shale gas 5 0 30 Areniscas compactas -5 20 10 0 Alaska No asociado costa afuera Gas grisú No asociado en tierra -10-15 Fuente: Annual Energy Outlook 2012, EIA Fuente: Annual Energy Outlook 2012, EIA 2
2. La estrategia de gas natural en EU está cambiando EUA, de ser un país con altos requerimientos de importación, actualmente se ha enfocado en proyectos de licuefacción (exportación). Terminales de regasificación En 2008 en EUA se contemplaba la construcción de 42 terminales de regasificación, producto de una previsión de reducción en la producción y de crecimiento en la demanda. 1/ Sin embargo, actualmente sólo existen 12 terminales y se encuentran ociosas en un 90%. 2/ 3 de las terminales de regasificación tienen autorizado reexportar el GNL. 1/ 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 Plantas de licuefacción Alrededor de 11 plantas de licuefacción están en diferentes etapas de evaluación para su construcción para exportar gas. 1/ Importación GNL y capacidad para regasificación en EUA Mmmpcd Capacidad para regasificación Importaciones 0 ene-08 jun-08 nov-08 abr-09 sep-09 feb-10 jul-10 dic-10 may-11 oct-11 mar-12 Fuentes: EIA, Exxon. 1/ Federal Energy Regulatory Commission. 2/ The Shale Gas Revolution: Developments and Changes, Chatham House, 2012. 3
Dólares por MM de BTU s 3. Efecto en precios La producción de shale gas en EUA ha contribuido a disminuir los precios del gas natural a niveles históricos. El precio del gas en Norteamérica se ha mantenido en niveles muy por debajo de otros mercados de referencia. Si bien se espera una eventual recuperación de los precios, estos serán inferiores a la época previa a la revolución del shale gas. Precios de gas natural en principales mercados Dólares por millón de BTU s Japón Alemania Reino Unido EUA Rentabilidad de los proyectos de shale gas asociada a líquidos 1/ Porcentaje Precio del gas natural Líquidos (%) 0% 15% 20% 25% 30% 2.5-58% -22% -10% 2% 14% 4-33% -1% 10% 21% 31% 5.5-8% 20% 30% 39% 49% 6 0% 27% 36% 46% 55% Ene 2008 Ene 2009 Ene 2010 Ene 2011 Fuente: World Energy Outlook, 2011 * Se consideró un costo de 6 USD/ MMBTU. Fuente: SENER 4
4. Beneficios económicos y en la industria La actividad en shale y los bajos precios del gas natural benefician a la industria, en un fenómeno primordialmente regional. Impacto económico regional 1/ El impacto en regiones productoras es de importante magnitud. En 2010 contribuyó con: Más de 76 billones de contribución al PIB de EU Más de 600 mil empleos. Más de 18.6 billones en ingresos estatales y locales por recaudación. Impacto en petroquímica 2/ Los bajos precios de los líquidos del gas han revivido a la industria petroquímica en EU: Cinco proyectos de construcción de nuevos crackers han sido anunciados. La participación del etano, propano y butano como materias primas para la producción de etileno pasó de alrededor de 60% en 2006, a cerca de 90% en 2011 (vs naftas). 1/ Fuente: The Economic and Employment Contributions of Shale Gas in the United States, IHS, Cera, 2011. 2/ Fuentes: IHS, CMAI, 2011; Exxon 5
5. Potencial en México El potencial de recursos en shale en México es de gran magnitud y puede generar importantes beneficios para la competitividad del país. PEMEX ha estimado recursos prospectivos de shale en México de alrededor de 297 TCFe ( 60.2 MMMbpe). Lo anterior es superior a los recursos prospectivos convencionales de México (54.7 MMMbpe). Los recursos aún están en fase de evaluación, pero se estima que una parte sea crudo. Chihuahua Burro-Picachos Aceite Sabinas Burgos MZ Gas y y condensados Gas seco República Mexicana Tampico- Misantla Gas y aceite en estudio Gas y aceite en estudio Veracruz 0 200 400 800 Kilómetros 6
6. Rentabilidades asociadas a la explotación de hidrocarburos en México Más allá de las ventajas de una diversificación en el portafolio de proyectos, el shale gas presenta muy baja rentabilidad relativa a otros proyectos (crudo). Se estima que para que PEMEX atienda todos los posibles proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos, incluyendo los de shale gas, tendría que incrementar en más de 300% el presupuesto que se destina a los proyectos que se desarrollan en la actualidad. Entre los posibles proyectos por desarrollar en el largo plazo, los de shale gas son los que presentan menor rentabilidad relativa. Por otra parte, la renta petrolera estimada que generarían los proyectos de shale gas, aún considerando una proporción de 30% de condensados, sería de alrededor del 8% de la que actualmente generan proyectos de aceite crudo en tierra o marinos someros. Fuente: SENER, con datos de CNH y PEMEX. 7
7. Operación convencional vs no convencional El tamaño del esfuerzo para desarrollar shale en México supera en gran medida la operación en yacimientos convencionales. PEMEX, en su historia, ha perforado 28,686 pozos (4,359 exploratorios y 24,327 de desarrollo). o Tan solo en la Cuenca de Barnett, en EU, se han otorgado alrededor de 22,690 nuevos permisos exploratorios de 2000 a junio de 2012. Requerimientos técnicos en recursos convencionales y no convencionales Convencional No convencional Trayectoria del pozo tipo Vertical Horizontal Longitud de la perforación (metros) Tiempo en perforación y terminación (días promedio) Costo de la perforación (MMDls) Productividad media (MMpcd) No. de pozos para alcanzar una producción de 1,000 MMpcd 2,500-3,500 > 4,000 165 208 2 5 6 15 0.6 0.3 1,650 3,300 Fuente: SENER, con datos de PEMEX Ver capacidad requerida vs historia de perforación 8
8. Operación convencional vs no convencional El tamaño del esfuerzo para desarrollar shale en México supera en gran medida la operación en yacimientos convencionales. Las compañías especializadas en la explotación de shale gas han reducido significativamente los costos de desarrollo, a través de estructuras operativas y administrativas flexibles, lo que les permite perforar eficientemente una gran cantidad de pozos en periodos cortos. Empresas petroleras a nivel mundial iniciaron hace algunos años un proceso de compra de operadores especializados, manteniendo la administración y prácticas de éstos. o o o o o Exxon / XTO BHP / Petrohawk Statoil / Bringham Sinopec / Daylight Chevron / Atlas Energy 9
9. Inversiones requeridas para el desarrollo de hidrocarburos en shale Suponiendo recursos prospectivos, de 100 TCF de shale gas, la producción crecería significativamente e involucraría grandes recursos de inversión. Inversiones estimadas en Exploración y Producción millones de dólares Tiempo de recuperación Producción promedio mmpcd Inversiones requeridas mmusd 50 años 5,500 13,500 75 años 3,650 8,960 100 años 2,700 6,720 * Se consideró una recuperación de 100 TCF y costos de 6 USD/MMBTU Fuente: SENER con datos de CNH y PEMEX. 10
10. Demanda de gas natural La producción de shale gas podría hacer positiva la balanza comercial de gas natural 16,000 Prospectiva de producción y demanda de gas natural Mmpcd Producción Shale Gas gas Inercial marco Shale Gas con esfuerzo adicional Importaciones Demanda legal actual 14,000 12,000 10,000 5,500 mmpcd 8,000 6,000 4,000 2,000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 Fuente: SENER con datos de Pemex. 11
11. Beneficios en petroquímica en México La producción petroquímica podría revertir la actual balanza comercial negativa. Para downstream, se estiman inversiones de alrededor de 36.7 miles de millones de dólares en un periodo de 50 años. Producción incremental diaria Miles de millones de pies cúbicos diarios Productos Finales 1/ Miles de millones de pies cúbicos diarios Gas Natural Incremento en Producción 81% Balanza Comercial Millones de dólares 2011 (2,601) 2011 + Adicional 3,386 Shale gas (incluyendo líquidos) 5.5 Amoniaco Polietileno 4.5 459% 1136% (138) (1,712) 1,736 5,953 Gas Licuado 17% (2,106) (1,344) Metano (GN + Amoniaco) Líquidos Polipropileno Otros 5,569% (1,525) 476 4.5 1.0 Suma (8,082) 10,207 Fuente: SENER con datos de CNH y PEMEX. 1/ Adicionalmente, se consideran recursos prospectivos de gas no asociado (0.32 mmmpcd) y gas grisú (0.19 mmmpcd). 12
12. Shale oil El shale oil se perfila como la nueva revolución de los mercados energéticos. En 2011, el shale oil aportó alrededor de 12% de la producción nacional de crudo en EUA. La EIA prevé que el shale oil podría pasar de 0.7 mmbd en 2010 a 2.8 mmbd en 2035, así como una disminución en las importaciones netas de 49% en la actualidad, a 36% en 2035. Otros estudios indican incluso que la producción de shale oil de EUA podría llegar a cerca de 3.5 MMBD en poco más de 10 años. Se estima que México cuenta con recursos de shale oil de gran magnitud, por lo que su desarrollo oportuno podría generar beneficios, tanto de abasto energético como de palanca de desarrollo. Importaciones netas de crudo en EU Mbd Fuentes: EIA, Annual Energy Outlook y Oil the Next Revolution, Harvard Kennedy School; Energy 2020 North America, the New Middle East, marzo 2012, Citi Investment Research and Analysis. 13
13. Conclusiones La ventana de oportunidad para el desarrollo de shale es reducida. Si se aprovecha, los beneficios se verán en términos de abastecimiento, industria y desarrollo económico regional, particularmente en inversiones, creación de empleos y recaudación local, en un periodo relativamente corto. México tiene diseñada y en proceso de construcción una estrategia para ampliar la red de gasoductos en 38%, por lo que podrá tener acceso a gas natural importado a bajos precios. Sin embargo, no tomar acciones para explotar el shale en México, impediría detonar los beneficios económicos regionales por el desarrollo de esta industria y se privaría al país de una palanca de desarrollo importante. PEMEX podría intensificar sus actividades apoyándose en contratos de desempeño. Sin embargo, la respuesta sería más lenta. Dados los altos requerimientos de ejecución, la enorme cantidad de inversiones y la baja rentabilidad petrolera asociada a los recursos en shale, es necesaria la revisión y, en su caso, reforma del marco normativo vigente que permita una mayor participación de empresas en la explotación de este tipo de yacimientos. Hacia adelante, México también cuenta con un potencial en shale oil y se encuentra en un momento oportuno para su desarrollo. Para ello, será necesario actuar con velocidad, integrar exitosamente la tecnología en nuestro país y aplicar las mejores prácticas aprendidas del shale gas. 14
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