Entrevista con Sadad al Husseini

Sadad: Soy geólogo de entrenamiento e ingeniero de reservas -ingeniero de producción- por experiencia laboral. Comencé con Aramco en 1970 y me retire en 2004. La mayor parte de mi vida la pase en actividades de exploración y producción pero también en dirección de proyectos. Después de eso me volví consultor.

Pregunta: Supongamos por un momento que los declives en demanda han alcanzado fondo y que comenzamos con un crecimiento modesto en demanda en un año. ¿Hay nuevos proyectos adecuados para cumplir con la creciente demanda de los próximos años?

Sadad: He estado siguiendo el número de proyectos, globalmente, por mucho tiempo en el Medio Este y otros lugares-Rusia, Brasil, la costa oeste de África y otros- Mucha de esta información es de dominio público, así que no hay ningún misterio. La Agencia Internacional de Energía (IEA) recientemente reportó sobre los mismos números. A final de cuentas no hay suficientes proyectos. No hay suficiente capacidad nueva por entrar en línea, digamos dentro de los siguientes cinco a seis años, para compensar los declives globales. Y eso es dando por hecho un nivel de declive muy moderado-6 a 6.5% para no OPEP, y tal vez 3.5 a 4% para OPEP.

Aún a estos modestos niveles de declive, básicamente veremos escases de capacidad dentro de dos a tres años. Se nos está dando tranquilidad por el exceso actual en capacidad, que tiene que ver más con la baja demanda que con la oferta. Así que si tenemos un problema a corto plazo. En el largo plazo es aún peor por que en el largo plazo el tiempo necesario para descubrir, desarrollar y poner en línea la producción es de 10 años. Y no se está haciendo lo suficiente en el largo plazo tampoco. Así que es ambos un problema de corto y largo plazo.

Pregunta: En Arabia Saudita, ¿son 12.5 mdbd sustentables y hay un plan para expandir la capacidad más allá de eso?

Sadad: Arabia Saudita tiene un récord muy creíble y profesional en términos de declarar capacidad y cumplir con los objetivos de producción. Cuando el reino anunció una meta de 12.5 mdbd, realmente dedicaron fondos para desarrollar dicha capacidad y los hemos visto comisionarlos: 250,000 barriles adicionales en Shaybah, 1.2 millones de barriles en Khurais, 500,000 en Khursaniyah, 900,000 en un par de años en Manifa. Así que esos son proyectos reales y capacidades reales. No creo que haya un problema con Arabia Saudita entregando el petróleo que dice que puede. La pregunta es, ¿que hay del resto del mundo? ¿Puede el resto del mundo compensar la diferencia? Si se usan 85 a 90 millones de barriles por día, y Arabia Saudita entrega 12.5 millones, ¿quién va a proveer el resto y cuanto esfuerzo va a requerirse? Y con ritmos de declive de 7% y 8%, eso es de cuatro a cinco millones de barriles por año de nueva capacidad neta que tiene que venir de nuevos proyectos. Así que es ahí donde está el reto. No pienso que el problema sea Arabia Saudita. Pienso que el problema es el resto del mundo.

Pregunta: ¿Por qué piensa usted que haya tanta negación de que el mundo se está acercando o a alcanzado una meseta de producción de petróleo?

Sadad: Hay un empuje contra la noción de que hay una meseta en el suministro de petróleo mundial que esta basado principalmente es falta de información o falta de investigación. De hecho, si ves la información publicada--por ejemplo el reporte estadístico anual de British Petroleum-muestra claramente que a partir del 2003, la producción de petróleo casi no ha aumentado. Así que la información está ahí. Si ves algunos de los anuncios que ha sacado Chevron en los últimos años, ellos claramente dicen que ya usamos la mitad de las reservas mundiales. La información está ahí. Los hechos están ahí. Los precios del petróleo no aumentaron en cuatro veces en un periodo de tres o cuatro años por ninguna otra razón más que una escasez en suministro. Si, pudo haber algo de volatilidad en 2008, pero la tendencia al aumento en el precio comenzó en 2002-2003. Así que, estas son realidades y el empuje en contra es en un sentido de que de alguna manera el mercado no es capaz de lidiar con estas realidades, de que de alguna forma la gente no puede lidiar con estas realidades.

En la otra mano, si no hablas de ellas, nunca podrás arreglar la situación. Esto no va a mejorar. Esto va a empeorar porque tenemos crecimiento en la población en todo el mundo, tienes un nivel de vida que está mejorando en todo el mundo, tienes aspiraciones alrededor del globo de una mejor calidad de vida, y la gente quiere energía, así que es importante hablar de los hechos y encontrar una solución en lugar de actuar como si estos problemas no existieran y luego esperar a que alguna solución se materialice de la nada. Ese es el rol del gobierno-el subrayar estos temas y arreglarlos, o por lo menos luchar y tratar de arreglarlos. Así que pienso que ese empuje en contra es probablemente una mala idea.

Pregunta: ¿Cual es tu opinión sobre el rol de los suministros de petróleo no convencional hacia el futuro?

Sadad: Pienso que es muy importante entender la diferencia entre los proyectos de petróleo convencionales y no convencionales-digamos, el crudo extra-pesado. La IEA publicó su reporte en 2008 sobre largo plazo. Ellos listaron un montón de proyectos. Si observas los proyectos de petróleo convencional, lo que he hecho yo, y comparas la capacidad acumulativa contra el costo acumulativo, lo que obtienes es un costo de $30,000 a $32,000 dólares por barril de capacidad de petróleo convencional. Eso es para proyectos entrando en línea entre 2008 y 2015. Si observas el no convencional-eso es el canadiense extra-pesado, e incluyo dos proyectos de Qatar de gas-a-líquidos--el costo por barril de capacidad es de $92,000 dólares por barril. Es tres veces el costo de petróleo convencional. Eso significa que si quieres 100,000 barriles extra de petróleo no convencional (syncrude), tienes que invertir nueve mil millones de dólares. Y eso es al costo actual. Para el petróleo convencional, cuando puedes encontrarlo, es tres mil millones de dólares por 100,000 barriles diarios. Pero aún el convencional se ha vuelto muy caro. Si ves al Tengiz y al Kashagans, están costando entre cuarenta y cincuenta mil millones de dólares para obtener de 500,000 a 600,000 barriles por día. Así que todo se está volviendo muy caro y lento para desarrollarse.

Creo que, sí, tendremos petróleo crudo sintético. Los alemanes alimentaron su máquina de guerra con carbón-a-líquidos, pero es una solución muy cara, así que no podemos reemplazar 80 millones de barriles diarios con carbón-a-líquidos. Así que serán suplementos importantes pero no reemplazos.

Pregunta: ¿Será el costo en energía neta asociado con las fuentes no convencionales de petróleo un obstáculo en su desarrollo?

Sadad: No hay duda que la energía que se usa en extraer crudo extra-pesado-ya sea en forma de combustibles tales como el gas natural para calentar el bituminoso para que este fluya, o ya sea en términos de del proceso de minar dos toneladas de arena para cada barril de petróleo, luego el romper y refinarlo para convertirlo en crudo sintético--estos son costos muy altos. Lo mismo va para gas-a-líquidos, básicamente toma un tercio del gas para entregar los dos otros tercios como líquidos. Así que son ganancias en disminución. Sí, si podrás entregar, creo que todo mundo predice 4 o 5 millones por día de crudos no convencionales, tal vez 8 o incluso 10 millones para el 2030. Pero esos 8 millones díarios son apenas 10 por ciento del consumo total. No es la solución.

Pregunta:Recientemente ha habido bastantes anuncios sobre nuevos descubrimientos de petróleo. ¿Puede ponerlos en contexto para nosotros? ¿Cómo y cuando contribuirán al suministro mundial de petróleo?

Sadad: Ha habido un número regular de descubrimientos en los últimos, digamos, cinco a diez años, en términos de campos mayores o incluso campos gigantes, en las aguas ultra-profundas del Golfo de México, por ejemplo. Pero estas son formaciones muy apretadas y muy caras. Cuando perforas un pozo que te cuesta de $80 a $90 millones de dólares, ese pozo no te dice cuales son las reservas así que tienes que perforar cuatro o cinco pozos adicionales para delinear la acumulación. Y luego tienes que observar como vas a estimular y a fracturar lo que es básicamente fuente de roca a esa profundidad. Estas se vuelven acumulaciones muy caras de desarrollar. Los campos del Oeste de África, digamos en Angola, son un tremendo éxito de exploración, pero ahora se han movido del continente a la placa continental profunda, y se están quedando sin areas de concesión, sin espacio. En Brasil, Tupi es un descubrimiento fantástico, en un sentido geofísico el sísimco ha sido soberbio, la claridad de delineación es maravillosa. Estas son formaciones que deberían tener mucha permeabilidad.

En la otra mano, (con algunos de estos nuevos yacimientos) tienes problemas con crudo parafínico, o gases muy acidos que tienen que ser separados del gas de producción y re-inyectados a la reserva. Tienes zonas que son muy plásticas y que pueden ser un problema en términos de mantener la integridad del pozo. Así que hay muchos retos que vienen con estos nuevos campos que requieren de descubrimientos en avances tecnológicos. Así que sí, si tenemos nuevos descubrimientos, son importantes, son lentos para desarrollarse. Si el descubrimiento de Tupi, que sucedió hace un par de años, va a tardar hasta 2017 o 2018 para entrar en línea, eso es mucho tiempo de espera. ¿Cuál es el objetivo? Un millón de barriles diarios. Los declives habrán superado ese promedio mucho tiempo antes, ciertamente en el mismo Brasil. Así que básicamente estaremos quedando parejos.