GERALD JANSEN *
Las guerras de la sala de juntas en torno a ExxonMobil, un tribunal de distrito de La Haya que dictamina que Shell debería acelerar su reducción de emisiones más allá de sus propios objetivos, la Agencia Internacional de Energía sugiere que la exploración de petróleo y gas debería detenerse ahora mismo si queremos alcanzar los objetivos de la CMNUCC., todo esto parece crear una sensación de agitación cuando todo está sujeto a revisión y todo debe ser redefinido para reflejar las realidades de 2021.
En este contexto, las arenas petrolíferas de Athabasca (y presumiblemente una serie de otros proyectos similares, incluidos pero no se limita a las arenas bituminosas en la Faja del Orinoco, por supuesto, si alcanzaran un alcance similar) parecen estar en una encrucijada especialmente vulnerable, justo cuando la producción de arenas petrolíferas finalmente podría aumentar sin obstáculos con nuevos oleoductos que permitan mayores exportaciones al exterior,su razón de ser podría cuestionarse.
Las arenas bituminosas deben su reputación medioambiental bastante negativa a varios factores. Para extraer arenas bituminosas, los petroleros deben estimular los depósitos para disminuir la viscosidad del petróleo bituminoso en el lugar, solo para que se diluya aún más (ya sea con nafta o con petróleos crudos más ligeros) para obtener el producto final, petróleo crudo sintético.
Mientras se hace esto, la región de Athabasca está repleta de estanques de relaves tóxicos, ya que el agua se contamina con metales y productos químicos en el transcurso de la inyección de vapor, el CO 2 se emite a la atmósfera, corriendo simultáneamente riesgos de intoxicación del suelo y deforestación.
La inyección de vapor genera menos emisiones de CO 2 que la minería a cielo abierto: 138 barriles producidos por 1 kg de CO 2 equivalente frente a 113 barriles / kg CO 2), que requiere veinte veces menos agua, y alrededor del 80% de los proyectos de Canadá pertenecen a la primera categoría, aunque las emisiones generales aún están fuera de los límites.
Eso no quiere decir que las empresas canadienses no se propongan objetivos vinculantes, las empresas de arenas petrolíferas son cada vez más cautelosas de que las pillen con el pie izquierdo y empiecen a alinearse con las demás. Suncor y Cenovus, dos de los principales productores de arenas petrolíferas de Canadá, apuntan a operaciones netas cero para 2050. El mayor productor de petróleo de todo Canadá, Canadian Natural Resources (CNRL), fue durante mucho tiempo bastante esquivo en sus objetivos ambientales cuantificables.
Algunas empresas incluso se han resistido a la llamada de batalla durante algún tiempo; por ejemplo, Imperial Oil presionó a sus accionistas para que rechazaran una moción para establecer objetivos tangibles de emisiones netas cero a principios de mayo, pero podría verse obligada a hacerlo de todos modos, ya que su empresa matriz, ExxonMobil, se ha convertido en un campo de batalla de ideas con posibles efectos secundarios en todo el continente.
Esta semana provocó un repentino (y colectivo) cambio de opinión, cinco de los productores de petróleo más grandes de Canadá, CNRL, Suncor, Cenovus, MEG Energy e Imperial, han unido esfuerzos en un intento por alcanzar emisiones netas cero para 2050. La captura y el almacenamiento serán el principal instrumento para disminuir las emisiones, y las ganancias generales de eficiencia energética y una integración más profunda de los esquemas de compensación en las operaciones diarias también estarán en la agenda corporativa.
A pesar de que esta iniciativa es oportuna y necesaria, todavía plantea la pregunta: ¿cómo manejará Canadá el aumento de la producción de arenas bituminosas? Se estima que el 26% de las emisiones agregadas de Canadá provienen del sector de petróleo y gas y esto es casi dos décadas desde el presunto pico de producción de arenas petrolíferas (el Regulador de Energía de Canadá espera que suceda en 2039), es decir
El gobierno federal de Canadá ya impone un impuesto al carbono de US$ 40 por tonelada sobre la producción de arenas petrolíferas, equivalente a US$ 5,9 por barril. El impuesto al carbono se situó en US$ 30 el año pasado y se fijará aún más alto a partir del 1 de abril de 2022, en US$ 50 por tonelada. La administración Trudeau se esforzaría por que el impuesto al carbono alcance los US$ 170 por tonelada para 2030, es decir, US$ 25 por barril.
Incluso si suponemos que los precios del crudo podrían ser lo suficientemente altos en ese punto para compensar tal medida regulatoria, las ganancias de los productores de arenas petrolíferas canadienses sufrirían, no obstante, enormemente. El gobierno provincial de Alberta ha intentado apelar contra el impuesto federal al carbono, tratando de evitar que una de las vacas de efectivo de la economía se estrangule aún más, en vano: el Tribunal Constitucional de Canadá confirmó la legalidad del impuesto.
Por lo tanto, las arenas petrolíferas se han vuelto extremadamente susceptibles a las presiones ambientalistas en un momento en que la región de Athabasca estaba a punto de lanzar su última oleada ascendente antes de alcanzar el pico de producción. Las arenas bituminosas son abundantes en Alberta y con un lapso de tiempo promedio de 2 a 4 años entre la toma de un FID y el lanzamiento de la producción, siguen siendo relativamente rápidas para comenzar.
Agregue a esto que los proyectos in situ asistidos por vapor tienen ahora un costo de equilibrio de US$ 45-50 por barril, es decir, significativamente más que el precio actual del crudo. Si bien es cierto que el superciclo del metal que se avecina podría hacer que los equipos de arenas petrolíferas sean tangiblemente más costosos, las consecuencias del COVID-19 a largo plazo podrían abaratar los costos laborales directos, tal vez incluso contrarrestar el costo potencialmente más alto de las adquisiciones.
* Analista energético autónomo con sede en Rotterdam, Países Bajos
