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 (UE-25) 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 UE-25 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, EEUU 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 incremento del 26% en igual periodo, 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.

Estados Unidos debe importar cerca del 66% del petróleo que consume. Y su producción doméstica viene cayendo sin pausa desde 1986, caída que obedece al avanzado grado de maduración de sus yacimientos. Si bien la producción en 2008 fue de 4.950.000 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 Saudí, 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.

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 tuvo que 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 de 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% 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 EEUU 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.

Dado que Arabia Saudí 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 la 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 peligro 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 bajando desde la década de 1990 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 del actual 44,4% a un 66,6% en 2015 y un 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 un descenso futuro 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).

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 del declive 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 peligro. 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 en 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 periodo. 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 del actual 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).

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 siete veces más que las reservas certificadas de México (12.187 millones de barriles) y Brasil (12.624 millones de barriles) juntas. En diciembre de 2008, Venezuela se ubicó como la segunda potencia petrolera del mundo detrás de Arabia Saudí, la séptima exportadora con 1.735.000 millones de barriles diarios (un 55,6% de su producción doméstica) y la tercera productora en el mismo año (18). Prevé llevar su producción actual a unos 5.837.00 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 Saudí cuenta con 264.000). En materia de gas natural, participa con un 62% de las reservas de gas latinoamericanas, equivalentes al 7,8% del total mundial (BP – Statistical Review of World Energy 2009). De confirmarse los volúmenes contenidos en el mega-yacimiento de gas recientemente descubierto, Venezuela automáticamente escalaría de la novena a la cuarta posición como mayor reservorio mundial en este recurso (PDVSA Informa, 13 de septiembre de 2009).

Pero la importancia de los hidrocarburos venezolanos 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. Por ejemplo, fue Venezuela la que 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 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 la presidencia 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.

La problemática de México y Canadá como proveedores confiables y seguros de Estados Unidos convierten el petróleo sudamericano, más específicamente el 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) costes 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 Próximo 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 de gas 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 papel 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). 

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Notas :

(1) Statistical Review of World Energy, British Petroleum, 2009.

(2) Producción que, de no haber mediado el aporte de Alaska, hubiera iniciado su declive 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 de julio de 2009.

(6) El Bureau Nacional de Investigación Económica declaró que EEUU entró en recesión en diciembre de 2007. Véase : “Determination of the December 2007 Peak in Economic Activity”, National Bureau of Economic Research, 11 de diciembre de 2008.

(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 de febrero de 2009.

(10) Oil and Gas Journal, 13 de julio de 2009.

(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 de abril de 2009.

(15) Oil and Gas Journal, 15 de diciembre de 2008.

(16) Idem.

(17) Oil and Gas Journal, 2 de febrero de 2009.

(18) Oil and Gas Journal, O&G100 Survey, 21-9-09 ; Annual Statistical Bulletin, OPEP, 2008.

(19) Declaración OPEP del 6 de marzo de 1975.

(20) Oil and Gas Journal, 2 de febrero de 2009. 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 de enero de 2009.