Por M. Juan Szabo y Luis A. Pacheco

En el marco de la cumbre climática COP28, la OPEP insiste en su posición de que el objetivo debe ser reducir emisiones, no forzar el tipo de energía que se debe utilizar. Mientras, en Venezuela “un viraje inesperado, aunque quizás no del todo sorpresivo, el país vuelve a experimentar represión generalizada contra la oposición y un discurso nacionalista. Hasta Chevron, la mayor aliada del régimen, debe estar sopesando sus opciones de cara a su presencia operativa y financiera en Guyana y Venezuela”.

En Dubái, en el marco de la COP28, los enemigos de los combustibles fósiles levantaban su dedo acusador contra los productores de petróleo y gas. En China se reportaba la desaceleración de la demanda de petróleo para el cuarto trimestre. El mercado no pareció prestarle mucha atención a los recortes de producción de la OPEP+, mientras que la oferta de los países No OPEP daba señales de recuperación. Aunque por sí solas ninguna de esas noticias era suficiente para afectar el movimiento de los precios, la suma de ellas reforzó la atmósfera de pesimismo de las últimas semanas, y el petróleo, asediado, siguió su marcha hacia la baja.

De manera que a mitad de semana los precios del crudo bajaron a niveles no vistos desde junio. El viernes, el mercado tomo algo de aliento y los precios tuvieron un ligero repunte, pero sin poder evitar terminar, por séptima semana consecutiva, a la baja. Solo un evento mayor en el ámbito geopolítico o petrolero, que afecte el suministro, pudiera en este momento cambiar la inercia del mercado.

En la cumbre climática COP28, al menos 80 países ponen presión para un acuerdo que exija el fin del uso de combustibles fósiles, y los científicos instan a tomar medidas más ambiciosas para evitar lo que argumentan serían peores impactos del cambio climático. Este último viernes circuló un borrador de lo que podría ser un acuerdo final para la COP28 que incluía opciones en esa dirección. Por su parte, unos días antes, el secretario general de la OPEP, Haitham Al-Ghais, había enviado una carta a los miembros del grupo urgiéndolos a oponerse a tal acuerdo. La OPEP insiste en su posición de que el objetivo debe ser reducir emisiones, no forzar el tipo de energía que se debe utilizar.

Desde China siguen saliendo noticias no muy halagadoras: Los datos de la Administración General de Aduanas revelaron que en noviembre sus importaciones de petróleo cayeron en un 9,2% año a año. Los altos niveles de inventario, los débiles indicadores económicos y la desaceleración de los pedidos de las refinerías independientes, apuntaban hacia una potencial caída de la demanda. Los datos también muestran una caída, por tercer mes consecutivo, en las exportaciones de productos petrolíferos: en casi un 2% menos mes a mes, y un 17% en comparación al mismo mes en 2022.

Sin embargo, el Instituto de Investigación Económica y Tecnológica (ETRI, por sus siglas en inglés), parte de la estatal CNPC, publicó un estudio donde prevé un incremento en la demanda de China, con un pico al final de esta década de unos 16 MMbpd: el sector petroquímico representa un 30% de esa demanda. El pronóstico del ETRI también incluye la predicción de una caída significativa en la demanda de petróleo para 2060.

En los EE.UU. se sigue presentando una contradicción en sus cifras petroleras, difícil de explicar. Mientras que la EIA publica cifras récord de producción de alrededor de 13,2 MMbpd, el número de taladros de perforación activos continúa en retroceso. Baker Hughes informó en su recuento semanal de taladros, que la cifra de taladros activos en petróleo se redujo a 503 (-2 semana a semana y -122 año a año). Los taladros activos apuntan, en el mejor de los casos, a un mantenimiento de la producción, ya que las mejoras introducidas en la perforación y completación de los pozos, argumento usado por algunos para explicar la contradicción, requieren tiempo incremental para generar nueva producción. Adicionalmente, en muchas de las cuencas, las localizaciones perforadas no tienen la misma productividad de hace algunos años. En todo caso, el anuncio de estos niveles de producción exacerba el negativismo del mercado.

Por otro lado, los datos publicados por el Departamento de Trabajo de EE.UU. mostraron un crecimiento del empleo mayor a lo esperado, señales de fortaleza subyacente del mercado laboral que deberían darle sustento a una demanda de petróleo más robusta. Algunos analistas apuntan al aumento de la producción No OPEP+, como otro elemento que contribuye a las incertidumbres que enfrenta el mercado petrolero. La realidad es que solo Guyana aparece con incrementos significativos de producción este año; Brasil y Argentina podrían agregar alguna producción adicional el año que viene, lo cual estaría compensado por bajas en Colombia, Ecuador, y Reino Unido. A corto/mediano plazo, no vemos desarrollos de nuevo suministro.

En todo caso, la dirección que está tomando el mercado ha causado sería preocupación en Rusia, o al menos es lo que se puede deducir del viaje relámpago de Vladímir Putin a los Emiratos Árabes Unidos, Arabia Saudita e Irán, para reunirse con sus mandatarios y seguramente discutir las políticas petroleras de la OPEP+: la continua caída de los precios amenaza las finanzas rusas, ya debilitadas por su guerra en Ucrania.

Ya habíamos comentado que los mercados dudan de las promesas de la OPEP+ de reducir colectivamente la producción en 2,2 millones de barriles por día a principios de 2024; una semana después de los anuncios, las dudas persisten. La posibilidad de que los productores actúen protegiendo sus intereses y no cumpliendo los vagos compromisos anunciados, socava la confianza en la capacidad de grupo para regular el mercado.

Así las cosas, y a pesar del pesimismo que ha contagiado al mercado petrolero, los precios del petróleo subieron el viernes, en respuesta al mercado laboral de EE.UU. y noticias sobre compras para rellenar la reserva estratégica. Sin embargo, ese momentáneo optimismo no fue suficiente para evitar otra caída semanal -la séptima en fila-. Los crudos Brent y WTI, al cierre de los mercados el viernes 8 de diciembre, se tranzaban en 75,84 y 71,23 $/bbl, respectivamente.

En suma, el análisis de los eventos que rodean la industria de los hidrocarburos en los últimos meses y que han causado una caída de los precios a niveles del junio 2023, nos permite inferir lo siguiente:

• El mercado continúa siendo deficitario (demanda 101,8 y suministro 100,3 Mbpd), aunque con el menor consumo energético en China, lo cual puntualmente equivale a unos 800 Mbpd, la brecha ha disminuido ligeramente.
  
  
• La reserva estratégica de los EE.UU. está en sus niveles más bajos desde la década de los ochenta, habiendo sido drenada para evitar que los precios suban en respuesta al déficit de suministro.
  
  
• El incremento en el suministro en algunos países No OPEP+ tiene su contrapartida en caídas de niveles de producción en otros países, particularmente en el caso de EE.UU. el crecimiento parece obedecer más a las particularidades de la forma de publicar los cálculos de la EIA que a barriles reales.
  
  
• La OPEP+ informó que mantendrá los recortes tal como los tenía en los últimos meses, aunque Rusia puede que esta vez se ciña a sus recortes acordados, previamente incumplidos.
  
  
• Durante el primer trimestre de 2024, el suministro y la demanda estarán en un delicado balance que podría ser modificado por un aterrizaje suave en EE.UU. y los resultados de la actual política gubernamental expansiva en China, los cuales podrían hacer que la demanda supere las expectativas.
  
  
• Para el resto de 2024 la demanda retomará el camino del crecimiento hasta cerrar el año con una demanda global de 103,2 MMbpd, a menos que se reaviven los temores de la recesión que nunca llegó en el 2023.

De manera que la persistencia de las variadas incertidumbres se evidenciarán en los precios del Brent durante el año que viene, pero dentro de una banda de 85 a 95 $/bbl, que pensamos corresponde a una banda de precios dentro de la cual los diferentes intereses de productores y consumidores pueden complementarse.

Venezuela

Eventos Políticos: Diciembre inicia con un cambio abrupto en la dirección de la política doméstica e internacional del régimen. Los resultados de las primarias de la oposición y el referendo consultivo sobre el Esequibo del pasado 3 de diciembre, indican un claro descontento. La población le plantea al régimen un escenario en el cual, en unas elecciones razonablemente limpias, podrían ser desalojados del poder.

Enfrentado a esta realidad, el régimen parece abandonar la política de mejorar la situación económica basada en la liberalización de las sanciones, y en una política monetaria que abonaba el terreno para permitir gasto público abundante durante la campaña electoral. En un viraje inesperado, aunque quizás no del todo sorpresivo, el país vuelve a experimentar represión generalizada contra la oposición y un discurso nacionalista. El régimen parece dispuesto a asumir el costo político de un conflicto internacional y la probable reimposición de sanciones económicas, en particular por los EE.UU.

Esta nueva estrategia se desenvuelve en dos frentes. Por un lado, radicalizando el conflicto limítrofe con Guyana. En reunión del Consejo Federal de Gobierno se aprobó el nuevo mapa oficial de Venezuela, que incluye a la zona de reclamación como territorio venezolano, decretando la fundación de un nuevo estado. Adicionalmente, se instruyó a PDVSA y la CVG a otorgar licencias de exploración por petróleo, gas y minerales en el nuevo estado -instrucciones poco efectivas, dado el estado de minusvalía organizacional y financiera de esas dos empresas estatales.

Guyana denunció las amenazas y acoso de Venezuela ante el Consejo de Seguridad de la ONU, cuyo presidente, António Guterres, ofreció sus buenos oficios para mediar la crisis. El presidente de Brasil también se hizo presente en el conflicto, llamando a la cordura y la paz.

El presidente de Venezuela, Nicolás Maduro, se reunirá el jueves 14 de diciembre con el presidente de Guyana, Mohamed Irfaan Ali, en medio de la disputa territorial entre los dos países, según una carta del primer ministro de San Vicente y las Granadinas.

El anuncio de la reunión bilateral se produjo después de que Maduro hablara con Ralph Gonsalves, primer ministro de San Vicente y las Granadinas, quien también se desempeña como presidente pro tempore de la Comunidad de Estados Latinoamericanos y Caribeños (CELAC), y el secretario general de la ONU, António Guterres el sábado. El presidente Lula da Silva ha sido invitado como observador.

El otro componente de las nuevas tácticas adoptadas por el régimen es volver a las acciones represivas de control social. La Fiscalía acusó a un grupo de políticos de la oposición, mayoritariamente alrededor de la líder María Corina Machado, de estar involucrados en una supuesta trama contra el referendo consultivo, presuntamente financiada por ExxonMobil -el viejo “coco” de la izquierda latinoamericana.

En el plano económico, se continúa limitando el gasto público e interviniendo en el mercado cambiario, con el objeto de mantener a raya la inflación y la tasa de cambio, Bs/$.

No obstante, queda la duda de cómo afectará el cambio de estrategia política a las sanciones de EE.UU. y al apetito de inversión, dada la crispación de los ánimos y el posible incremento del riesgo país. Hasta Chevron, la mayor aliada del régimen, debe estar sopesando sus opciones de cara a su presencia operativa y financiera en Guyana y Venezuela.

Sector Hidrocarburos

Impávidas ante el ruido político, las operaciones petroleras dentro del país transcurren sin mayores sobresaltos. Ya cerca de cerrar el 2023 podemos observar la dificultad en aumentar la producción, a pesar de los esfuerzos en la operación y los pronósticos oficiales.

Producción:Durante esta última semana se produjeron 751 Mbpd. La distribución geográfica se muestra a continuación en Mbpd:

• Occidente: 136 (Chevron 54)
  
• Oriente: 151
  
• Faja: 464 (Chevron 82)
  
• Total: 751 (Total Chevron 136)

Se continúa la mezcla de crudo en las plantas de Sinovensa, en la Faja Petrolífera del Orinoco y en el mejorador de PetroMonagas, en Jose. El diluente está relativamente escaso, pero hay cargamentos en tránsito. Los inventarios de crudo están aumentando debido a los bajos niveles de exportación.

Refinación: El sistema de refinación nacional está procesando y reprocesando 275 Mbpd de crudo y productos intermedios, y produce 64 Mbpd de una suerte de gasolina y alrededor de 78 Mbpd de diésel. La gasolina importada recibida de Chevron y de ENI/Repsol complementa la nafta producida nacionalmente para abastecer el mercado nacional.

Exportaciones:Las exportaciones han estado sujetas a los cambios asociados a las licencias de la OFAC, que ha limitado los volúmenes colocados y los precios hasta el pasado mes de noviembre. A inicios de este mes se comenzó a exportar crudo Merey a la empresa Reliance de India, aparentemente utilizando tanqueros fletados por Chevron y Repsol, lo cual puede incrementar el flujo de dinero a Venezuela. Se anuncia que durante diciembre, un total de 4,0 MMbbls serán exportados a India. No tenemos indicaciones sobre el precio, pero debemos suponer que está relacionado con el precio de mercado y no al precio descontado de los crudos sancionados. La colocación de crudo en las refinerías independientes de China se ha complicado al tratar de vender el crudo a precios de mercado, ya que las economías de estas refinerías dependen de adquirir crudos y bitúmenes de bajo costo -esto a su vez tiene impacto en las cifras de importación de China que ya comentamos.

Aunque es temprano en el mes, se espera que las exportaciones promedien unos 540 Mbpd, de los cuales 150 Mbpd corresponden a volúmenes producidos y mezclados por las empresas mixtas que opera Chevron; 24 Mbpd a trueque realizado por Chevron, 130 Mbpd a India; 66 Mbpd por trueque con ENI/Repsol; 28 a Cuba, y el remanente, unos 142 Mbpd, a China. Adicionalmente, se exportarán unos 80 Mbpd de productos, principalmente combustible residual.

Transición Energética: Captura de Carbono

Ante la creciente preocupación por el cambio climático global, la captura y almacenamiento de carbono (CAC) se ha convertido en una tecnología muy discutida y, para algunos, fundamental en la búsqueda de un futuro sostenible y con bajas emisiones de carbono. En la Conferencia de la ONU sobre Cambio Climático, COP28, que actualmente se lleva a cabo en Dubái con una agenda llena de temas controversiales, la captura de Carbono ha provocado una confrontación fuera de lo común y de mal talante entre altos funcionarios de la Agencia Internacional de Energía (AIE) y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).

Previo a la conferencia, en un reporte sobre la industria de los hidrocarburos, la AIE pidió a los productores de petróleo y gas que abandonaran “la ilusión de qué cantidades inverosímilmente grandes de captura de carbono” son la solución para reducir las emisiones y alcanzar objetivos netos cero. El secretario general de la OPEP, Haitham Al-Ghais, respondió acusando a la AIE de señalar con el dedo, vilipendiar a los productores y utilizar un “encuadre extremadamente estrecho” de los desafíos para alcanzar el cero neto que resta importancia a la seguridad y la asequibilidad energética. “La verdad que es necesario decir es simple y clara para quienes deseen verla. Es que los desafíos energéticos que tenemos ante nosotros son enormes y complejos y no pueden limitarse a una cuestión binaria”, dijo Al-Ghais.

La captura de carbono se ha convertido en un indicador de una batalla política y diplomática más amplia sobre el futuro de la producción de petróleo, gas y carbón; en un mundo teóricamente comprometido a lograr cero emisiones netas para 2050.

¿Qué es la captura de carbono?

La captura de carbono, en su definición más básica, es la captura y almacenamiento de las emisiones de CO₂ producidas por procesos industriales e instalaciones de generación de energía, antes de que sean liberadas a la atmósfera. Esta tecnología tiene como objetivo prevenir la acumulación de gases de efecto invernadero, en particular CO₂, en la atmósfera, que se argumenta contribuye significativamente al cambio climático.

En la gran mayoría de estos procesos, el gas CO₂ capturado se comprime para que en el estado líquido pueda ser transportado a un sitio de almacenamiento, generalmente a través de una tubería. Una vez en el destino, el CO₂ se bombea, a través de pozos, a más de 2.500 pies de profundidad hacia formaciones geológicas como yacimientos de petróleo y gas agotados, así como formaciones que contienen agua salada inutilizable.

En las décadas de 1970 y 1980 comenzaron las primeras discusiones sobre el impacto potencial del dióxido de carbono en el cambio climático, generaron un mayor interés en mitigar las emisiones de CO₂. Investigadores y científicos comenzaron a explorar la posibilidad de capturar CO₂ de procesos industriales y centrales eléctricas. En los años ‘90 se desarrollaron los primeros proyectos piloto destinados a probar la viabilidad de las tecnologías de captura de carbono. El Proyecto Sleipner en Noruega, iniciado en 1996, fue uno de los primeros proyectos a escala comercial en inyectar CO₂ capturado bajo tierra para su almacenamiento.

La adopción del Acuerdo de París en 2015 enfatizó aún más la importancia de reducir las emisiones de gases de efecto invernadero. Muchos países incluyeron la captura y el almacenamiento de carbono en sus contribuciones determinadas a nivel nacional (NDC), como parte de sus esfuerzos para cumplir los objetivos de reducción de emisiones.

Hay tres métodos principales de captura de carbono: Poscombustión, Precombustión y Oxicombustión, veamos:

Poscombustión: La captura de carbono poscombustión es el método más aplicado e implica capturar las emisiones de CO₂ tras la combustión de combustibles fósiles. En este proceso, el CO₂ se separa de otros gases de combustión usando disolventes líquidos o adsorbentes sólidos que absorben o se adhieren selectivamente el CO₂. A continuación, el disolvente o adsorbente rico en CO₂ se separa de los gases de combustión y posteriormente el CO₂ se libera para su almacenamiento o utilización.

Precombustión: La captura de carbono previa a la combustión ocurre antes de la combustión real de combustibles fósiles. Se trata de convertir los hidrocarburos en hidrógeno y CO₂, separando luego el CO₂ del hidrógeno. El hidrógeno resultante se puede utilizar como combustible limpio, mientras que el CO₂ capturado se almacena o utiliza en diversos procesos industriales.

Oxicombustión: Este proceso implica quemar combustibles fósiles en un ambiente enriquecido con oxígeno en lugar de aire. Esto crea un gas de combustión con una mayor concentración de CO₂, lo que facilita su captura. El CO₂ capturado se puede almacenar o reutilizar, mientras que el nitrógeno restante se puede separar para diversas aplicaciones.

De igual manera, la captura directa del aire (DAC: por sus siglas en inglés) es una tecnología diseñada para capturar dióxido de carbono (CO₂) directamente del aire ambiente, una vez que todas las medidas de mitigación de emisiones han sido usadas. A diferencia de los métodos de captura de carbono que atrapan las emisiones de CO₂ en su fuente, DAC apunta al CO₂ existente en la atmósfera. Esta tecnología desempeña un papel crucial a la hora de abordar el desafío de reducir las concentraciones de CO₂ atmosférico para mitigar el cambio climático.

Desafíos y barreras

Uno de los principales desafíos que enfrenta la adopción generalizada de tecnologías de captura de carbono es el costo asociado. La implementación de estas tecnologías requiere importantes inversiones en infraestructura, investigación y desarrollo, y gastos operativos. Los gobiernos, las industrias y los investigadores están trabajando para reducir estos costos mediante la innovación y el apoyo político.

El proceso de captura, transporte y almacenamiento de CO₂ requiere energía adicional, lo que conduce a una posible reducción de la eficiencia general de las centrales eléctricas y las instalaciones industriales. Equilibrar los requisitos energéticos de la captura de carbono, con los beneficios que proporciona, sigue siendo un desafío complejo que investigadores e ingenieros están abordando activamente.

Para lograr reducciones significativas de las emisiones de CO₂, es necesario implementar infraestructuras de captura de carbono a gran escala. Esto requiere planificación, inversión y coordinación significativas entre gobiernos, industrias y comunidades. El desarrollo de la infraestructura necesaria, incluidas tuberías para el transporte y las instalaciones de almacenamiento de CO₂, presenta desafíos logísticos que deben abordarse para garantizar el éxito de las iniciativas de captura de carbono.

Usos para el CO₂

Una vez que se captura el dióxido de carbono (CO₂), existen varios usos que van desde el almacenamiento hasta la creación de productos valiosos. A continuación, se muestran algunos usos comunes:

Uno de los principales destinos del CO₂ capturado es el almacenamiento geológico. El CO₂ se inyecta en formaciones geológicas como campos de petróleo y gas ya agotados o acuíferos salinos profundos, donde puede almacenarse de forma segura bajo tierra. Esto evita que el CO₂ liberado contribuya a las concentraciones atmosféricas de gases de efecto invernadero. El corolario obvio es que el CO₂ capturado se puede utilizar para mejorar la recuperación de petróleo en yacimientos petrolíferos maduros. La inyección en estos campos ayuda a aumentar la cantidad de petróleo recuperable y puede contribuir a su viabilidad económica.

Por otro lado, el CO₂ capturado se puede usar como materia prima para la producción de diversos productos valiosos mediante la utilización del carbono. Algunos ejemplos incluyen: materia prima para combustibles sintéticos; productos químicos y polímeros; incorporación a materiales de construcción como el hormigón, lo que proporciona una alternativa respetuosa con el medio ambiente; carbonatación de bebidas. El CO₂ es, junto con el amoniaco, parte esencial en la manufactura de la urea, mientras que en la atmósfera es indispensable en la fotosíntesis de las plantas; alejado de la imagen de completa villanía que se pretende transmitir.

Beneficios de la captura de carbono

El principal beneficio de la captura de carbono es su potencial para reducir significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero, en particular el CO₂, que contribuye en gran medida al calentamiento global. Al prevenir la liberación de CO₂ a la atmósfera, la captura de carbono desempeña un papel crucial en la mitigación del cambio climático y el cumplimiento de los objetivos de reducción de emisiones establecidas en los acuerdos internacionales.

La captura de carbono permite el uso continuo de combustibles fósiles, particularmente en sectores donde las alternativas viables son actualmente limitadas. Esto es esencial para industrias como la del acero, el cemento y la petroquímica, que contribuyen en gran medida a las emisiones globales de CO₂. La captura de carbono proporciona una solución de transición que permite a estas industrias reducir su huella de carbono mientras se desarrollan tecnologías más limpias.

La reducción de las emisiones sigue siendo la respuesta principal, más eficaz y preferida en los escenarios que se manejan. Pero la descarbonización por sí sola podría resultar insuficiente para reducir las emisiones residuales “difíciles de reducir”, y que pueden persistir en el mediano plazo. Una vez que se hayan agotado las opciones de descarbonización, la captura directa del aire (DAC) podría desempeñar un papel vital en la neutralización de las emisiones residuales; por lo tanto, la mayoría de los escenarios alineados con el Acuerdo de París proyectan capacidades sustanciales de DAC. Para ello, como lo demuestran los desacuerdos en la COP28 que ya comentamos, hay que abandonar dogmas y entender que el futuro es un abanico de soluciones.

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Juan Szabo es ingeniero Mecánico/Petrolero con B.S. y se M.S. de la Universidad de Houston con más 50 años de experiencia en empresas de servicios petroleros, empresas integradas internacionales, empresas nacionales, pequeñas empresas públicas y privadas. Ha asesorado en temas de energía a empresas petroleras, fondos de inversión e instituciones multinacionales. Luis A. Pacheco, Nonresident Fellow, Center for Energy Studies, Rice’s University Baker Institute for Public Policy. Los puntos de vista expresados no necesariamente son los de EnergiesNet.com.

Nota del Editor: Este artículo fue originalmente publicado en La Gran Aldea el 13 de diciembre, 2023. Reproducimos el mismo en beneficio de los lectores. EnergiesNet.com no se hace responsable por los juicios de valor emitidos por sus colaboradores y columnistas de opinión y análisis.

Artículo original

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energiesnet.com 13 12 2023