© Libro N° 14625. El Fracking ¡Vaya Timo! Peinado Lorca, Manuel. Emancipación. Diciembre 20 de 2025
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Portada E.O. de:
© Edición, reedición y Colección Biblioteca Emancipación:
EL FRACKING
¡VAYA TIMO!
Manuel Peinado Lorca
El Fracking
¡Vaya Timo!
Manuel Peinado Lorca
El “fracking“ en Estados Unidos —afirma el autor— tiene todas las
características de la burbuja financiera creada por las hipotecas “subprime” y
de su derivada hispana del ladrillo. En la burbuja que provocó la caída de
Lehman Brothers, origen de la crisis que nos azota, se elaboraron complicados
artefactos financieros en cuyo fondo subyacía la idea básica e imposible de
toda burbuja: había un recurso infinito cuyo valor no cesaba de crecer. El
recurso, llámese suelo o combustible, crea a su alrededor todo un universo de
activos financieros que pasan de mano en mano generando beneficios hasta que
alguien hace explotar la burbuja. Cuando alguien grita: "el rey camina
desnudo", la pirámide financiera se viene abajo y se comprueba, una y otra
vez, que unos pocos se han beneficiado de la mena y dejan la ganga de las
pérdidas para todos. Hoy el suelo no vale nada, como tampoco valdrá el
“fracking” apenas se desinfle la burbuja financiera que lo alimenta desde Wall
Street.
• Una serie valiente y necesaria que no retrocede a la
hora de meterse en aguas turbulentas, no sólo turbias, y de plantear debates
que comprometen rutinas mentales sacrosantas» (Fernando Savater, El
País)
• «Excelente colección» (Mario Bunge)
• «La colección más crítica» (Muy Interesante)
• «Una invitación a reflexionar» (Babelia, El País)
• «Magnífica colección» (Salvador López Arnal, El
viejo topo)
• «Una colección excepcional» (Leer)
Manuel Peinado Lorca
El Fracking ¡Vaya Timo!
¡Vaya timo! 23
ePub r1.0
Titivillus 08.08.2025
Título original: El fracking ¡vaya timo!
Manuel Peinado Lorca, 2014
Dirección: Javier Armentia Fructuoso
Diseño de cubierta: Serafín Senosiáin
Editor digital: Titivillus
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Índice de contenido
Tierra prometida: el fracking y
el timo del PIB Un mundo feliz
2. Auge y caída del imperio del oro
negro Parábola del escarabajo pelotero Aquí se quema todo
La insostenible riqueza de las
naciones Un ingeniero aguafiestas
De qué hablamos cuando hablamos
de petróleo Breve crónica de una muerte
anunciada Duelo al sol
Horizontes sin grandeza o no hay
mal que por bien no venga
Tasas, suministros, grifos y
cisternas
4. Combustibles no convencionales:
la imaginación al poder Luz de gas
Homenaje al profesor Franz de
Copenhague El eterno retorno de lo mismo
Verde que te quiero verde Gas a ras de suelo
Pan para hoy, carburante para
mañana
La jungla de asfalto y las
tierras del Orinoco Un futuro muy oscuro
Buscando gasoil desesperadamente Pozos sin fondo
Tiempo de profecías y el
advenimiento de Saudiamérica El mito del «Independence Day» y
el timo de la estampita Malas tierras
6. La gran estafa americana Breve historia del «fracking» Entre pillos anda el juego Cuidado con ese tipo Pozos de ambición Gasland
Capitalismo, una historia de amor
Para María y Manuel
Colección dirigida por Javier Armentia y editada en colaboración con la
Sociedad para el Avance del Pensamiento Crítico
Manuel Peinado (Granada, 1953) es licenciado en Ciencias Biológicas por
la Universidad de Granada, doctor en Biología por la Universidad Complutense de
Madrid y catedrático de Universidad. Es profesor del Departamento de Ciencias
de la Vida, director de la Cátedra de Medio Ambiente e investigador del
Instituto Franklin de Investigación en Estudios Norteamericanos de la
Universidad de Alcalá. Ha impartido docencia en las universidades de Granada,
Complutense de Madrid y Alcalá de Henares. También ha sido profesor o
investigador visitante en varias universidades norteamericanas. Fue alcalde de
Alcalá de Henares con el PSOE (1999-2003). Ha publicado una docena de libros y
un centenar de artículos en su especialidad, la Ecología Vegetal. Es columnista
habitual en prensa y mantiene el blog Sobre esto y aquello
(http://www.manuelpeinado.com). Recientemente ha publicado dos
libros sobre el fracking: Perfora, chico, perfora ¿Pueden
los combustibles fósiles introducirnos en una nueva era de abundancia
energética? (2013) y Fracking, el espectro que sobrevuela
Europa (2014). Sus publicaciones libres de derechos
están accesibles en el enlace:
https://portal.uah.es/portal/page/portal/epd2_profesores/prof121655.
No esperamos nuestra comida de la benevolencia del carnicero, del
cervecero o del panadero, sino de su atención a sus propios intereses.
Apelamos, no a su humanidad, sino a su amor propio, y en lugar de hablarles de
nuestras necesidades, hablamos de su provecho.
Adam Smith,
La riqueza de las naciones, 1776
Hegel dice en alguna parte que todos los grandes hechos y personajes de
la historia universal aparecen, como si dijéramos, dos veces. Pero se olvidó de
agregar: una vez como tragedia y la otra como farsa.
Karl Marx,
El 18 Brumario de Luis Bonaparte, 1852
Al mismo tiempo que mejora la organización de los mercados de inversión,
aumentan, sin embargo, los riesgos del predominio de la especulación. Los
especuladores podrían no resultar perjudiciales si fueran como burbujas dentro
de una corriente empresarial estable; lo grave se produce cuando es la empresa
la que se convierte en una burbuja en medio del desorden especulativo.
John Maynard Keynes,
Teoría general del empleo, del interés y la moneda,
1936
Nadie va a la cárcel. Ese es el mantra de la era de la crisis
financiera, la que ha visto a casi todos los grandes bancos de Wall Street
enredados en escándalos que han empobrecido a
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millones de personas y han destruido
billones de dólares de la riqueza mundial, y nadie ha ido a la cárcel.
Matt Taibbi,
“Why Lsn’t Wall Street in Jail?”, Rolling Stone, 16 de
abril de 2011
Eso es tan cierto como que la tierra da vueltas.
Ethan Edwards en
Centauros del desierto, de John Ford, 1956
Página 12
Prólogo
De creer lo que afirma la industria energética controlada por los
financieros de Wall Street, la nueva tecnología de fractura hidráulica,
popularmente conocida como fracking, toda una esperanza para las
compañías gasísticas y petroleras y un espanto para los colectivos
ambientalistas, es el “nuevo maná” que está devolviendo a Estados Unidos a la
posición privilegiada que había ostentado hasta la década de 1970, ser el mayor
productor de petróleo del mundo y convertirse en un país de fábula: Saudiamérica.
Las nuevas tecnologías de perforación horizontal con multifractura
hidráulica han permitido acceder a yacimientos hasta ahora inaccesibles de
petróleo y gas, que han revertido por el momento el declive mantenido y
constante de la producción de petróleo y gas estadounidense durante las últimas
décadas. Este incremento es importante y ha dado un cierto respiro al desplome
de la producción mundial de hidrocarburos.
No obstante, las proyecciones hechas por los operadores y algunas
agencias oficiales (supuestamente independientes), según los cuales estas
tecnologías son una “revolución” que abre una era nueva e interminable de
“independencia energética” para Estados Unidos, que dejará de ser un país
importador de combustibles fósiles y se convertirá en exportador de energía,
carecen de fundamento real. Al fin y al cabo, los combustibles fósiles son
recursos finitos y esos pronósticos desorbitados son inalcanzables. Este libro,
además de describir los aspectos medioambientales que rodean a la agresiva
técnica del fracking, aporta datos y argumentos para demostrarlo.
Hace casi dos siglos, en 1815, un grupo de trabajadores textiles
ingleses capitaneados por un tal Ned Ludd entraron por la fuerza en una fábrica
para destruir los telares mecánicos que acababan de instalarse. El trágico
episodio dio lugar a una corriente de pensamiento contraria al desarrollo
tecnológico que, en homenaje a su primer héroe, se llamó ludismo.
No soy seguidor de Ned Ludd, pero estoy convencido de que oponerse al fracking es
la postura más razonable por razones ambientales y económicas. Ambientalmente
porque, por decirlo con suavidad, por más que se enmascaren los procedimientos
con evaluaciones de impacto y las correspondientes medidas
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ambientales correctoras o
compensatorias, es un atentado ecológico, y la traca final de la explotación de
recursos fósiles, causa de los graves problemas ambientales que nos afectan a
escala planetaria.
No sostengo que el petróleo se vaya a terminar de la noche a la mañana,
pero creo que deberíamos intentar usar de manera más inteligente las reservas
de petróleo que quedan en el mundo dejando de estimular el consumo desaforado
para reconducir la economía hacia necesidades esenciales y emprender la senda
del cambio hacia una sociedad pos-carbono, sujeta a la menor disponibilidad
energética que pueden suministrar las energías renovables.
Esta es la línea argumental que he seguido para la redacción de este
libro articulado en seis capítulos. Tras un capítulo introductorio en el que
intento explicar las coordenadas económicas que sustentan el modelo de libre
mercado basado en el insostenible crecimiento tanto de la deuda como del
consumo de recursos finitos, en el capítulo 2 me ocupo del declive de los
combustibles fósiles, de los desequilibrios en el consumo que existen entre los
países desarrollados, que traerán consigo tensiones geopolíticas muy pronto, y
de los intentos de la industria energética y los organismos gubernamentales de
ocultar la realidad para seguir con su negocio habitual: quemar y quemar.
En el capítulo 3 describo algo que los economistas del monetarismo no
acaban de entender: que el problema del declive de los hidrocarburos no es una
cuestión económica, ni siquiera ecológica; es una cuestión de desafío a las
leyes de la física, una lucha que nunca podremos ganar por más dinero que se
entierre en la búsqueda de nuevas fuentes energéticas, a cual más creativa pero
siempre basadas en los hidrocarburos, sean convencionales o no.
En los capítulos 4 y 5 trataré de describir qué son los hidrocarburos no
convencionales, y el 5 lo dedicaré a las lutitas, la fuente de la nueva
“revolución energética”, el shale gas, para cuya explotación se
requiere una técnica energéticamente poco rentable y ambientalmente muy
agresiva: el fracking.
El fracking y sus circunstancias económicas y
financieras son el objeto del capítulo 6. La desgraciada experiencia de las
hipotecas subprime apunta a que la “revolución energética” no
es un “maná caído del cielo”, como proclaman los panegíricos de la industria
petrolífera, sino una más de las maniobras que surgen en Wall Street para
manipular el mercado financiero, caiga quien caiga y aunque ello conduzca a la
Gran Recesión en la que estamos sumidos. Es algo que también deberían tener muy
en cuenta quienes defienden la
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rentabilidad del fracking en
nuestro país, que, como ocurre en toda Europa, no es otra cosa que la llegada a
este lado del Atlántico de una práctica contaminante, ambientalmente
destructiva y comercialmente desastrosa pero que, eso sí, llena los bolsillos
de los especuladores habituales.
Es muy importante para mí intentar arrojar alguna luz sobre las
manipulaciones que tratan de presentar las operaciones de la industria
petrolífera y de sus socios financieros como acciones filantrópicas encaminadas
a mejorar la vida de las personas y a atajar el dramático problema del
desempleo, algo que la experiencia estadounidense —único lugar del mundo de
donde pueden extraerse pruebas empíricas— demuestra que es propaganda barata. A
ello dedico la última parte del capítulo 6, que cierro con un apartado de
última hora, redactado una vez terminado el cuerpo principal del libro, cuando
empezaron a llegar las primeras noticias de que todo iba a seguir siendo igual.
El libro se complementa con unas “Notas finales” que tratan de aclarar
algunos términos técnicos o tomados de la jerga petrolera con los que
probablemente no estén familiarizados los lectores. En España, como en tantos
otros países, no ha habido jamás una producción significativa de petróleo o
gas, así que buena parte de los términos usados en relación al fracking resultan
arcanos para el lector medio español, por interesado que esté en el
tema.
Con objeto de no hacer demasiado voluminoso este libro, y como he
supuesto que no todos los lectores estarán interesados en estas “Notas”, las he
dejado en un enlace[1] desde el que se
puede descargar el documento completo. En este documento dedico casi 50 páginas
a describir los aspectos tecnológicos y ambientales de la fractura hidráulica,
algo que quizá algún lector podría echar de menos en este libro. Los términos incluidos
en las entradas de las “Notas finales” se señalan con una anotación específica
o se marcan con un asterisco la primera vez que aparecen en el texto.
Por último, aun cuando he intentado reducirlas al máximo, en el texto
aparecen numerosas referencias bibliográficas que el lector interesado podrá
descargar de este otro enlace[2]. La mayoría de las
citas son accesibles por Internet, de manera que en el documento me he ocupado
de poner tanto los correspondientes enlaces como la fecha en la que tuve acceso
a ellos.
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Abreviaturas y acrónimos
A lo largo del libro, los términos incluidos como entradas en las “Notas
finales” (véase enlace en la nota 1 de la página anterior) se señalan con una
nota específica o se marcan con un asterisco la primera vez que aparecen en el
texto.
AIE Agencia
Internacional de la Energía, observatorio energético
de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo
Económico (OCDE).
BEP Barriles Equivalentes de Petróleo. Para
su definición, véanse
las “Notas finales”.
bl Barril.
Para su definición, véanse las “Notas finales”.
Bpc Billón de pies
cúbicos. El billón utilizado en este libro es el
de la escala larga, es decir, un millón de millones.
Btu Unidad
térmica británica (British Thermal Unit: 1055 julios).
/d Al
día o diario.
EIA Agencia de Información Energética
del Departamento de Energía de Estados Unidos (Energy Information
Administration). Para evitar confusiones con la AIE en las citas a lo largo del
texto, las referencias bibliográficas se han escrito como US EIA.
FMI Fondo Monetario Internacional.
GNL Gas natural licuado.
Kbd Mil barriles al día.
KMbl Miles de millones de barriles.
Mbtu. Millón de Btus.
KMbtu Miles de millones de Btus.
KMpc Miles de millones de pies cúbicos.
Kpc Mil pies cúbicos.
LGN Líquidos derivados del gas natural.
Mbd Millón de barriles diarios.
Mbl Millón de barriles.
Mba Millón de barriles al año.
Mbtu Millón de Btus.
Página 16
MTOE Millones de toneladas de equivalentes de petróleo.
OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo
Económico.
OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo. Para
más
detalles, véanse las “Notas finales”.
PADD Acrónimo de Petroleum Administration for Defense Districts.
Para su definición, véanse las “Notas finales”.
PI Productividad
inicial (por ejemplo, de un pozo).
Habitualmente es la tasa de producción más alta de la vida del pozo, que
se alcanza durante el primer mes de la producción.
PIB Producto
Interior Bruto.
PTE Potencial Total Estimado.
RMP Recuperación Mejorada del Petróleo.
RTR Recursos Técnicamente Recuperables.
TRE Tasa de Retorno Energético.
US Bureau
of Ocean Energy Management (Oficina Federal para
BOEM la Gestión Energética Oceánica de Estados Unidos).
USGS United States Geological Survey (Servicio Geológico de
Estados Unidos).
US Véase
EIA.
EIA
US$ Dólar estadounidense.
WTI Petróleo tipo Western Texas
Intermediate.
Página 17
1
Capitalismo granuja
Todo parece indicar que se está corrigiendo el gran problema de la
economía que Ronald Reagan, cuyos conocimientos económicos eran similares a los
del hombre de Cromagnon sobre informática, denunció en la campaña electoral de
1979 que lo llevó a la presidencia: “La economía de Estados Unidos no funciona
porque los ricos no son suficientemente ricos y los pobres no son
suficientemente pobres”. Este crudo epigrama, que los neoliberales deberían
grabar en los frontispicios de sus escuelas de negocios, y las radios
Intereconomía y la COPE incluir en sus sintonías, era la receta política de
unas doctrinas económicas que años antes la Escuela de Chicago había puesto en
circulación.
Eppur si muove… (“Y sin embargo, se mueve…”), parece que dijo
Galileo después de haber comparecido ante el tribunal de la Santa Inquisición.
“Eso es tan cierto como que la tierra da vueltas», dice Ethan Edwards en la
película Centauros del desierto. Sí, la Tierra se mueve, pero aquí
abajo suceden demasiadas cosas que vienen a confirmar la inmovilidad del
movimiento. Mientras redacto esta introducción se cumplen exactamente cinco
años desde que el presidente de Francia Nicolás Sarkozy anunció que había que “reformar
el capitalismo”. El club de los poderosos, el G-20, inició los movimientos
necesarios para hacerlo. Seguimos a la espera, mientras llegan noticias de que
todo va a peor.
Como sucedió con el volcán de Krakatoa, nadie sabe qué aspecto tendrá la
montaña del capitalismo mundial cuando terminen las erupciones que nos sacuden
cada año. Y es que en el mundo de la economía, como en tantos otros de la
actividad humana, la psicología prima muchas veces sobre la aritmética. El
miedo al desempleo, a la pérdida de poder adquisitivo, a la reducción del valor
de las propiedades (sean viviendas, acciones o simples cartillas de ahorro),
retroalimenta la ciclotimia propia del mercado. Es lo que Keynes denominó animal
spirits en su Teoría general: el factor humano, lo
irracional, la variable anímica en la determinación del nivel de actividad
económica general.
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La concentración de poder económico
ha dado a la banca internacional la posibilidad de controlar los mecanismos
económicos en beneficio propio, convirtiéndola en un casino especulativo dotado
de sofisticados instrumentos financieros con los que practican un auténtico
terrorismo de cuello duro que doblega a los gobiernos y a las democracias
cuando los políticos, olvidando sus responsabilidades, dejan desprotegida a la
población frente a los especuladores que se adueñan de los mercados. El
resultado de abandonarnos en manos de la oligarquía financiera es el alto
endeudamiento, un empleo bajo mínimos y un debilitamiento del estado de
bienestar y de la calidad de vida, el aumento de la pobreza y la desigualdad, y
un mundo en donde disminuye la representatividad de las instituciones
democráticas y pierde fuerza la voz de la ciudadanía, mientras se impone el
pensamiento de quienes, como David Rockefeller, piensan que
cualquier cosa debe reemplazar a los gobiernos y el poder privado me
parece la entidad adecuada para hacerlo, porque la soberanía internacional de
una élite intelectual y de banqueros es preferible al autogobierno de los
pueblos.
Hace más de 40 años, José Luis Sampedro decía que los bachilleres
terminaban sus estudios sabiendo la fórmula de la calcopirita, un conocimiento
que nunca utilizarían, mientras ignoraban todo sobre economía, algo que seguro
necesitarían más adelante. Seguimos en las mismas, porque interesa que nos
mantengamos en la inopia sin que encontremos respuesta a algunas preguntas que
están en la mente de todos: ¿Quién gobierna el mundo? ¿Cuál es el poder real de
los políticos? ¿Hasta qué punto nuestra vida está condicionada por las
organizaciones internacionales y las instituciones privadas? ¿Cuál es el papel
de los paraísos fiscales, refugios que dan abrigo al dinero del crimen y la
corrupción? ¿Quién ganará con la brutal crisis económica que estamos viviendo?
En un libro que ahora recobra plena actualidad (El cisne negro: El
impacto de lo altamente improbable), Nassim Taleb explica, mediante narraciones
trufadas de anécdotas, cómo los seres humanos creemos saber más de lo que
realmente sabemos, y cómo nuestro cerebro está hecho para ver más orden del que
realmente nos rodea. Nuestro software neuronal está programado
para crear historias simples sobre fenómenos muy complejos y variados, de modo
que siempre terminamos falseando la realidad, porque, más
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que enfrentarse a su crudeza, a los
seres humanos nos encanta lo tangible, lo explicable, lo estereotipado, lo
teatral, lo romántico, lo litúrgico, la verborrea, los másteres MBA, el premio
Nobel, marchar por la vereda conocida y, sobre todo, el poder de la ficción
narrativa: que todo se nos explique en forma de fábula o cuento para que
nuestro sistema crítico permanezca en el nirvana de lo manido. De ahí el éxito
de esos superventas bíblicos que son las parábolas.
Generalmente se tiene a la ciencia económica como una disciplina social
árida, complicada e ininteligible. Enfrentadas a ella, muchas personas
interesadas terminan por hacer un ejercicio económicamente impecable: un
análisis coste/beneficio. Sopesan el tiempo y el esfuerzo de aprender economía
con el beneficio que ese aprendizaje les reportaría; consideran que el coste es
mayor que el beneficio, y deciden abandonar el intento. Quienes saben poco de
economía —el común de los mortales y la mayoría de los políticos y periodistas—
hablan a diario basándose en ideas preconcebidas, en sofismas y falacias. Pero,
además, cuando toman la palabra quienes dicen saber del tema, la gente echa
mano a la pistola. Los economistas, para quienes el capital es Dios, gozan de
una mala fama sustentada probablemente en el hecho de que las personas tienen
algunas intuiciones morales que son implícitamente anticapitalistas. El
economista John K. Galbraight escribió una vez que “aunque en principio la
economía no le gustaba a nadie, en la práctica satisfacía a la mayoría”. Dicho
de otra forma y parafraseando a Churchill, la economía de mercado “es el peor
sistema posible, excluyendo a todos los demás”.
En estos días atribulados, tan inevitable resulta que los fundamentos
del capitalismo adquieran renovada actualidad como que queramos huir de las
explicaciones de quienes no supieron intuir el problema. Surge así la necesidad
de ir a la raíz de la crisis, de intentar comprender lo que está pasando con
sencillez, sin alardes técnicos, sin profecías de gurús ni erudiciones de
experto. En estos momentos de inestabilidad sin precedentes, se encuentran en
las librerías libros de divulgación que son verdaderos cursos de introducción a
la economía.
Sobre el exceso de codicia trata, en buena medida, Caída libre,
del Nobel Joseph E. Stiglitz (Taurus, 2010), quien acuñó la expresión
“capitalismo de granujas”, con que he titulado este capítulo, un libro donde se
cuestiona el fundamento mismo de la economía mundial: crecer, aunque sea a
costa de la razón, la verdad y el sentido común. Y como de eso se trata, de
aplicar el sentido común, y como intuyo que no va a tener usted, impaciente
lector,
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demasiado tiempo para seguir mis
consejos bibliográficos, le contaré tres sencillos cuentos que explican lo que
nos está pasando, mejor que cualquier curso de introducción a la economía.
El papel lo aguanta todo
Era temporada alta en una aldea costera en que la crisis estaba haciendo
estragos: los turistas no llegaban y los lugareños malvivían gracias al crédito
que solidariamente se concedían unos a otros. Un día un caballero de porte
distinguido y cargado de billetes entró en la única fonda del lugar. Anunció su
deseo de pasar allí una temporada, solicitó una habitación, depositó un billete
de 100 euros en el mostrador de recepción y subió a inspeccionar las
habitaciones. Loco de contento, el dueño de la fonda agarró el billete y salió
disparado a pagar sus deudas con el carnicero. Este tomó el billete y corrió, a
su vez, a borrar su deuda con el criador de cerdos, quien acudió rápidamente a
liquidar la suya con su proveedor de piensos.
El “piensador”, hombre de instintos primarios y libido acentuada, tomó
el billete al vuelo y gratificó a María, la generosa meretriz local, a quien
hacía tiempo no abonaba sus servicios. Esta, tras guardar el billete en el
liguero, salió hecha unas castañuelas hacia la fonda, donde entregó el sobado
billete de 100 euros a su dueño, a quien debía el alquiler de la habitación
donde habitualmente llevaba a sus clientes. En este momento bajó el caballero,
el cual, finalizada su inspección visual, y después de haber vaciado
cómodamente el vientre a hurtadillas, manifestó ladinamente que no le convencía
ninguna habitación; reclamó su billete, se caló el sombrero, fuese y no hubo
nada. Nadie había ganado un euro, pero ahora toda la ciudad vivía feliz con la
confianza que daba el vivir desentrampado.
El cuento explica una perogrullada: dinero es todo aquello que se acepta
como dinero. El dinero circulante es algo etéreo, un signo de escaso valor
material cuyo poder inmaterial o metafísico es, sin embargo, incalculable. La
función esencial para la que fue inventado fue para jugar el papel sustitutivo
de algunos valores reales (oro o plata, por ejemplo), como medio de pago para
cancelar las deudas que se contraen en el momento de hacer un trueque. El
dinero nos “libera de la deuda”, y de ahí que en la jerga económica se diga de
él que tiene poder liberatorio. Cuando productores, intermediarios
o consumidores tienen entre sus manos un puñado de billetes, poseen algo que
materialmente no vale nada (salvo su despreciable valor al peso como papel
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usado), pero que adquiere su
prodigioso significado y su valor cuando se sabe que los demás agentes sociales
lo aceptarán en otras transacciones. Como sucede con las religiones, el dinero
fiduciario está basado en el crédito (fiducia significa fe,
confianza): el vendedor lo acepta porque cree que los demás lo
aceptarán también.
La función fundamental del dinero es, pues, servir de medio de
cambio dentro de los procesos económicos, un papel que está totalmente
basado en la confianza por parte de quienes lo usan. Además, el dinero se
acepta como medio de cambio porque puede guardarse con facilidad para
utilizarse en el futuro cuando se quiera adquirir algo. Esta función de depósito
de valor es la que permite el ahorro, que luego las entidades
bancarias canalizarán hacia inversiones productivas o especulativas.
Para saber cuánto dinero existe es esencial distinguir entre dos
conceptos básicos a los que los economistas llaman base monetaria y
oferta monetaria. La base monetaria de un país (o de un grupo de países
asociados, como es el caso de la Unión Europea) es la suma de la moneda en
circulación, la que bancos y cajas custodian en sus cajas fuertes, y los
depósitos en metálico que unos y otras guardan en los respectivos bancos
centrales. Dicho de otro modo, la base monetaria es dinero real, físico,
material; se trata, en definitiva, de la moneda oficialmente acuñada de cuya
existencia nadie duda. Los bancos centrales tienen capacidad de control de la
base monetaria —el dinero real— de la que, como emisores, son sus únicos
creadores. Sin embargo, no tienen capacidad de control de la oferta monetaria,
que está compuesta por la base monetaria más los depósitos de los clientes
bancarios.
Inicialmente los depósitos bancarios estaban basados exclusivamente en
las cuentas corrientes de los clientes, pero como el dinero en cuenta corriente
rinde poco, se deprecia con la inflación y, además, sale caro, porque los
bancos concebidos solo como empresas de seguridad cobrarían mucho por
custodiarlo, se inventaron primero las cuentas de ahorro a plazo, después las
bolsas, los fondos de inversión, los planes de pensiones, los activos, los
bonos y un largo etcétera de ingeniosos artificios financieros que culminaron
en 2008 con el pirotécnico efecto de las hipotecas basura y la cibernética
versión del tocomocho elaborada por tipos como Bernard Madoff. Aunque la
diversificación es extraordinaria, la clave está en el ahorro a plazo, que es
el fundamento del negocio bancario: el cliente deposita su dinero en el banco,
este negocia con el ahorro depositado y, si todo sale bien, obtiene unos
intereses que comparte con el cliente. Con este sencillo mecanismo los
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banqueros se dieron cuenta pronto del
verdadero milagro de los panes y los peces que tenían entre manos: suplantando
a los Estados, podían espontáneamente crear dinero. Mientras el Estado se
ocupaba de la base monetaria, el mercado bancario disparaba la oferta monetaria
mediante los depósitos bancarios de sus clientes.
Aunque hasta bien entrado el pasado siglo nadie se había percatado de
ello, el milagro multiplicador se puede ilustrar perfectamente con un ejemplo
sencillo. Supongamos que mi curioso lector deposita 1000 euros en el Banco
Equis. A cambio, recibe un talonario de cheques para que pueda seguir
disponiendo libremente de ese dinero. Ahora bien, el banco no guarda ese dinero
en su caja fuerte. Por experiencia sabe que el depositante, como muchos otros
clientes, quiere ahorrar y que, de no cambiar las circunstancias, no va a
retirar el dinero, de modo que guarda 200 euros y presta 800 (que, no se
olvide, son del depositante inicial, de mi curioso lector, que bien podría
haberlo gastado ya por el simple procedimiento de pagar a otro con un cheque) a
un tal Juan López. Este López deposita sus 800 euros en el Banco Alfa, que
presta el 80 % de esa cantidad, es decir, 640 euros, a Antonio Pérez, quien los
deposita en el Banco Zeta, que a su vez presta el 80 %, es decir, 512 euros, a
su buen cliente Fernando Fernández, quien a su vez los deposita en la Caja
Hache, y así sucesivamente. Si este proceso continuara indefinidamente nos
encontraríamos con que los 1000 euros contantes y sonantes depositados
inicialmente por el lector se habrían convertido, gracias a este proceso de
multiplicación, en 5000 euros virtuales: es decir, cinco veces la proporción
que los bancos mantienen en reserva (en mi ejemplo, el 20 %, esto es, un
quinto).
Al comprobar que la mayor parte de los tenedores de ahorros no acuden al
banco de repente en tropel a reclamar su dinero, las entidades bancarias
aumentan el dinero fiduciario que, como el paraíso para los creyentes, reposa
en la confianza en el sistema. Si fallase la fe, si todos los depositarios
acudiesen a retirar sus depósitos, la rueda fiduciaria se detendría, el negocio
bancario se hundiría, y la economía real, en gran parte también fiduciaria por
estar basada en el crédito, se desplomaría estrepitosamente. En Argentina lo
saben bien, y para evitarlo patentaron el corralito.
Colmada de rufianes que creen en los últimos paraísos (los paraísos
fiscales), la historia de la economía está llena de estafas desde que se
inventó el papel moneda. Como el aire que respiramos, al que no vemos nunca
pero nos mantiene vivos, el dinero inmaterial o crediticio creado por los
bancos es
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un capital intangible, pero
fundamental para el mantenimiento del sistema económico. Pero no solo los
bancos poseen la piedra filosofal que multiplica el dinero, pues esa lucrativa
y tentadora industria tienta también a los imaginativos creadores de las estafas
piramidales, bribones como Bernard Madoff o Allen Stanford, esponjas que chupan
todo el agua que pueden sin que se harten ni les aproveche, perpetradores de
recientes y colosales fraudes archimillonarios, versiones cibernéticas y
posmodernas del timo de la estampita y el tocomocho, cuyos fundamentos, pese a
su contemporaneidad, eran ya conocidos en el cervantino patio de Monipodio.
Evolucionan los métodos, cambian las herramientas, se modernizan las
técnicas y se depura el modus operandi, pero el timo financiero es
como la cara y la cruz de una moneda: en el anverso campa la faz ruin de la
codicia humana; en el reverso aparece la quimera del dinero virtual o
fiduciario, el cual, si siendo papel lo aguanta todo, es también capaz de mecer
armónicamente o de agitar convulsamente la turbina financiera. Hipotecas
basura, aseguradoras que se desploman, bancos en quiebra, promotoras inmobiliarias
que inflan los activos, sociedades inversoras que practican el trile camuflando
los pasivos, gestores filatélicos que especulan con humo y faraónicas estafas
piramidales, ahora tan de moda, no son más que sofisticadas variantes de un
imaginativo fraude cometido en Estocolmo por un avispado holandés, Johan
Palmstruch, hace más de 300 años.
Aunque se usaban en China desde al menos tres siglos antes, los primeros
billetes de banco occidentales derivan de las letras de cambio y aparecieron
hacia 1661. Compinchado con el rey sueco Carlos Gustavo X, que compartía con él
las ganancias (olvidando que Princeps a nummorum corruptela debet
abstinere, sentencia acuñada por Jean Bodin en 1576, que dice: “El príncipe debe
evitar la corruptela del dinero”), ese cambista holandés los entregaba como
recibo o resguardo a quien depositaba oro o plata en el Banco de Estocolmo, que
él mismo había fundado. Palmstruch fue el inventor de la frase que hasta hace
poco aparecía en muchos billetes, en cuyo anverso figuraba un tranquilizador
aval fiduciario: “El Banco X pagará al portador…”. En los billetes que inventó
Palmstruch decía lo mismo pero, como vinieron a demostrar los hechos, se le
olvidó añadir una coletilla: “El Banco de Estocolmo pagará al portador… siempre
que se pueda”. Y es que al holandés, como a Stanford y a Madoff en nuestros
días, se le fue la mano, abusó de la fiducia y acabó en bancarrota, la primera
conocida en el mundo virtual del papel moneda.
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Como las esponjas, que chupan todo el
agua que pueden sin que se harten ni les aproveche, al codicioso Palmstruch se
le ocurrió la idea de acaparar riqueza por el expeditivo método de emitir
billetes sin respaldo en oro para prestarlos a cambio de un buen interés. Al
percatarse de que estaba logrando grandes beneficios, el holandés fue el
primero en darle a la manivela de la máquina de hacer billetes, creando de paso
una pirámide en cuya cúspide se hallaba cómodamente sentado como receptor de
unos suculentos intereses que sus incautos clientes le abonaban, los menos por
ingresar y los más por retirar. Pero en medio de ese frenesí capitalizador
desde la nada, llegó la desventurada hora en que no pudo reintegrar a todos sus
portadores. Así, el inventor del dinero fue también el primer usuario de papel
moneda que cayó en bancarrota y, dicho sea de paso, en las mazmorras reales,
pues el rey, aplicando entonces el principio de Bodin, se escondió tras el
trono.
Isaac Newton y los burros
Sigo con “El extraño caso del comprador de burros”, un cuentecillo que
ilustra cómo la codicia puede nublar la mente. Otro caballero de porte
distinguido se presentó un buen día en un villorrio y ofreció 100 euros por
cada burro que le vendieran. “No se extrañen —anunció—, una vez que los ponga
en América se los rifan”. Al ser los burros de escasa utilidad en un campo
mecanizado, buena parte de la población vendió sus animales. Al día siguiente
regresó al lugar y mejoró su oferta: 150 euros por burro. Los pocos que no lo
habían hecho ya, no lo dudaron y vendieron sus rucios. Después de almorzar, y
tras declarar que se sentía generoso, subió la oferta: 200 euros. Huelga decir
que al atardecer ni allí ni en los alrededores quedaba jumento alguno ni de
muestra. Llegada la noche, y tras comprobar que el parque asnal había quedado
reducido a cero, el caballero anunció que regresaría un mes después con el
loable propósito de abonar 500 euros por pollino.
Unos días después, el caballero mandó a un avispado ayudante con una
nutrida asnada cuya venta ofreció a 400 euros por cabeza. Ante la ganancia que
sabían segura un mes después, todos los aldeanos sin excepción se los quitó de
las manos; la mayoría no tenían dinero pero lo pidieron prestado hipotecando
sus magras haciendas. De hecho, la codicia los llevó a comprar todos los burros
de la provincia. Como era de esperar, el ayudante cobró y desapareció, igual
que el caballero, del que nunca más se supo. La aldea quedó llena de burros que
nadie quería y de codiciosos rústicos endeudados.
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Dirá usted que he elegido a unos
torpes aldeanos para ilustrar el ejemplo y arrimar el ascua a la sardina de mis
argumentos. Pues no, porque cuando la codicia actúa puede cegar a las mentes
más agudas. Ahora les contaré el caso de la burbuja que ahogó a Newton.
“Dios dijo: ¡Que Newton sea!, y todo fue luz…”, escribió el poeta
Alexander Pope al morir Isaac Newton en 1727. Si fuese posible establecer una
competición acerca del ser humano más inteligente que haya existido jamás,
quizá no habría acuerdo para reconocer quién sería el primero, pero una cosa es
segura: Newton estaría en el podio. Spiro Agnew decía que “un intelectual es un
tipo que no sabe cómo aparcar una bicicleta”, expresión coloquial de lo que
escribió más elegantemente Henri Bergson: “La inteligencia se caracteriza por
una incomprensión natural de la vida”. Confirmando ambos epigramas, el
descomunal talento del físico inglés no le impidió caer en el engaño de una de
las primeras burbujas financieras.
A los historiadores de la ciencia, como a los historiadores a secas, les
gusta asociar la precocidad al genio. El precoz Isaac representó desde niño a
las mil maravillas el papel de Mozart en las matemáticas. Apenas supo leer, el
pequeño comprendió que el anagrama de su nombre hacía de él un elegido de
Jehová, porque nadie podía negar que Isaacus newtonus,
convenientemente trastocado, acaba por ser Ieova sanctus unus.
Newton aprendió a una velocidad prodigiosa todo lo que había que saber de la
matemática de su tiempo. Más tarde, siendo un joven estudiante, irritado por
las limitaciones de las matemáticas clásicas, inventó un procedimiento
totalmente nuevo, el cálculo integral y diferencial, que utilizó para formular
sus leyes de la física. Eso sí, una idea de su carácter excéntrico
—probablemente muy similar al del hombre considerado como el más inteligente
del mundo hoy en día, el matemático ruso Grigory Perelman— es que Newton tardó
casi 30 años en hacer público su nuevo procedimiento, el mismo tiempo que se
tomó para dar a conocer su revolucionaria interpretación de la luz (su célebre
prisma), que sentó las bases de la moderna espectroscopia y le valió la
maldición del poeta romántico John Keats por haber “despojado al arco iris de
su misterio”.
Muy pocas veces en la historia una inteligencia humana concibe una
teoría tan aguda e inesperada que la comunidad científica no puede decidir del
todo qué es lo más asombroso, el hecho en sí o haberlo teorizado. La aparición
de su obra maestra: Principios matemáticos de filosofía natural,
más conocido como los Principia, fue uno de esos momentos. Este
libro hizo inmediatamente famoso a Newton, quien durante el resto de su vida
fue
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cubierto de honores y alabanzas: fue
el primer hombre en ser nombrado sir por sus méritos
científicos. “Ningún mortal puede aproximarse más a los dioses”, escribió el
gran astrónomo Halley, expresando un sentimiento que no se cansaron en
proclamar sus contemporáneos y muchos otros después.
Mientras Newton elucubraba sobre la Gran Verdad y elaboraba cuidadosos
cálculos sobre el preciso movimiento que regía el orden universal, otros, más
pragmáticos, alentaban la codicia humana para llenarse los bolsillos. El
presidente del partido tory y lord del Tesoro, el duque de
Oxford Robert Harley, urdió una de las primeras burbujas financieras: la
Compañía de los Mares del Sur, asentada en unos supuestos derechos exclusivos
sobre una parte del comercio de bienes y esclavos con las colonias españolas de
América del Sur tras el Tratado de Utrecht, que puso fin a la Guerra de
Sucesión española tras la muerte de Carlos II y trajo como venturosas
consecuencias, de las que aún disfrutamos, la pérdida de Gibraltar y la llegada
a Madrid de los Borbones.
El avispado Harley intentó resolver un problema de exceso de deuda de la
Corona inglesa creando una compañía cuyas acciones se cambiarían por deuda del
Tesoro. La compañía solo tenía derecho a un barco que comerciara con bienes y
una cuota para aportar 4800 esclavos al año desde África. A pesar de haber
conseguido unos derechos tan escasos para operar en las colonias españolas, sus
dueños y directivos especularon fraudulentamente con sus acciones, lo que hizo
que estas pasaran de cotizar de 500 a 1500 libras en tan solo cinco meses, para
luego desplomarse cuando se descubrió el fraude y las masas de inversores
acudieron en tropel a deshacerse de sus devaluadas acciones. En tan torpe
burbuja terminó Newton por invertir sus ahorros de toda la vida. Cuando se dio
cuenta de que había perdido todo su patrimonio, quizá consciente de que la
inteligencia es la facultad que nos ayuda a comprender finalmente que todo es
incompresible, Newton exclamó: “He logrado predecir el movimiento de los astros
pero no la locura de las masas”.
“El mercado puede mantenerse irracional más tiempo de lo que uno puede
mantenerse solvente”, escribió Keynes. Durante cientos de años, generación tras
generación, decenas de alquimistas se afanaron en la inútil búsqueda de la
piedra filosofal, sustancia quimérica que podía trasmutar cualquier cosa en
oro. La piedra filosofal de los modernos mercados sería hoy aquella capaz de
trasmutar el riesgo en certeza, de modo que su afortunado poseedor podría
comprar activos o bienes a precios bajos para revenderlos a precios más altos
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sin riesgo alguno para su
especulación. Legiones de economistas, inversores y especuladores están en este
mismo momento trabajando en ello.
Como el ser humano es el protagonista activo de los mercados, somos
incapaces de predecir cualquier anomalía estadística y, por tanto, de construir
modelos predictivos que pretenden reducir la complejidad del mundo a unas
simples fórmulas que, en realidad, jamás predicen casi nada, porque las
decisiones están marcadas por los impredecibles animal spirits que
caracterizan el comportamiento del Homo sapiens (véase a este
respecto Animal Spirits: cómo la psicología humana dirige la economía,
de George Akerlof y Robert Shiller, Gestión, 2000), a muchos de
cuyos individuos Linneo hubiera podido bautizar como Homo cupidus,
el hombre codicioso.
El problema de las teorías económicas es que desde el comienzo de los
tiempos los mercados se han comportado de forma irracional, al punto de que
auges y crisis parecen un componente inevitable del capitalismo de mercado
gobernado por las pasiones y el azar. La ciencia económica, inmersa en un mundo
de acciones brownianas gobernado aleatoriamente por la irracionalidad, está
empeñada inútilmente en volverse una ciencia exacta basada en la modelización
matemática, intentando hacer ecuaciones a partir de la naturaleza profundamente
subjetiva de los comportamientos del Homo cupidus. La actual crisis
demuestra que había otros derroteros posibles, lo que podríamos
denominar la vuelta a una economía de las pasiones humanas, una vuelta a los
orígenes del pensamiento económico que desde Adam Smith situaba a la economía
en un contexto antropológico.
En 2002 Daniel Kahneman se llevó el Nobel por recordar que los mortales
comunes somos racionales, pero no demasiado. Tal como somos, incautos,
temerosos y bastante imprevisibles, es normal que, desregulados, pase lo que
está pasando. Todo proceso económico es un proceso antropológico y, por tanto,
muchas veces “antropo-i-lógico”. De ahí que los mejores expertos fueran
incapaces de detectar los síntomas de la crisis actual mientras que, como
señalaba Paul Krugman, todos los taxistas neoyorquinos podían describir a sus
clientes las características de la burbuja inmobiliaria que se empezó a formar
apenas iniciada esta década aciaga.
Tierra prometida: el fracking y el timo del PIB
José P. estaba moderadamente satisfecho de cómo le había ido en la vida.
Después de 30 años de trabajo en la misma empresa había logrado una
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retribución anual de unos 40 000
euros y, gracias a los ahorros, al salario de su esposa María (otros 40 000) y
a una pequeña herencia, el matrimonio podía permitirse vivir en un chalecito de
las afueras —pongamos que hablo de Madrid— valorado en un milloncete de euros.
Con sus tres hijos ya emancipados, ambos pagaban su plan de pensiones, podían
permitirse un buen viaje de vez en cuando y, sobre todo, disponían de mucho
tiempo de ocio para atender el pequeño jardín y el huerto ecológico que
rodeaban su vivienda. Un día llamaron a la puerta. Unos señores de una
importante empresa les dijeron que era más que probable que debajo de su
parcela estuviese enterrado un valioso tesoro.
La empresa a la que representaban, experta en buscar tesoros ocultos,
disponía de toda la tecnología necesaria para emprender la búsqueda. Si
lograban dar con él, la empresa sería la propietaria del mismo, aunque, de
suceder tal cosa, el beneficio no sería solo para ella, porque a través de la
creación de empleo directo, indirecto e inducido, los multiplicadores
económicos, los impuestos y tasas y todas esas cosas, la beneficiada sería la
sociedad en su conjunto. El señor P. preguntó qué iban a sacar su esposa y él
del destrozo de su finquita. De destrozo, nada: cuando todo terminara, la
empresa se comprometía a dejarlo todo tal como lo habían encontrado. En cuanto
al rendimiento en términos económicos, además de la satisfacción de contribuir
al bien común, el matrimonio recibiría cada año una gratificación equivalente
al 0,5 % de los ingresos brutos del matrimonio, es decir, unos 400 euros al año
mientras durara la exploración. Si se encontraba el tesoro, el acuerdo se
prolongaría durante otros diez años. El señor P. hizo lo que usted haría, a
menos que sea candidato a la cena de los idiotas: mandar a los emisarios a
hacer puñetas.
Destrozar su patrimonio, arruinar su jardín y su huerto por el 0,5 % de
sus ingresos era un absoluto disparate, ¿verdad que sí? Pues eso exactamente es
lo que hace el fracking. En su comparecencia ante el Congreso en
junio de 2013, el ministro José Manuel Soria, el mismo que cree que el
meridiano de Greenwich pasa por Canarias, hizo un panegírico en defensa
del fracking donde elogiaba sus miríficos efectos sobre el PIB
estadounidense: “La contribución de la explotación del gas no convencional al
PIB americano en 2010 fue de 76 000 millones de dólares”. Soria no cabalga
solo. En un artículo de El País, convertido en exegesis del fracking,
el “ex” de todo Javier Solana ofrecía una cifra similar: “La explotación del
gas y petróleo no convencional [en Estados Unidos] generó […] 74 000 millones
de dólares
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para las arcas del Estado en 2012”
(Solana, 2013). Casi coinciden en una cifra tan espectacular. Pero no se dejen
llevar por las apariencias: 76 000 millones representan exactamente el 0,5 %
del PIB estadounidense de 2012. Si se aplicara ese porcentaje al PIB español,
representaría un incremento de 5000 millones de euros. Es el resultado,
exactamente, de aplicar el mismo porcentaje sobre sus ingresos que recibiría
José P. en caso de permitir el asalto a su parcela. Un timo.
“La codicia es buena”, decía Gordon Gekko, el protagonista de Wall
Street. El dinero nunca duerme, la película de Oliver Stone de 1987. Esta crítica
feroz al sistema estadounidense de especulación voraz y avaricia desmedida se
confirmó en 2008, cuando se ratificaron de un solo golpe los peores miedos de
la sociedad bienpensante acerca de los financieros. En el despiadado mundo de
Wall Street, la avaricia flagrante había dejado de ser algo de lo que
avergonzarse para convertirse en algo que podía lucirse con orgullo, como los
trajes de Armani, las camisas a rayas o los tirantes rojos.
Al inicio de la actual década, un nuevo espectro comenzó a sobrevolar
Europa. Tenía su origen en Manhattan y se llamaba fracking, en
castellano fractura hidráulica. De creer a sus apologistas, el
“nuevo maná” que estaba devolviendo a Estados Unidos a la posición
privilegiada que había ostentado hasta la década de 1970 (ser el mayor
productor de petróleo del mundo) era una esperanza para las compañías
gasísticas y petroleras, y un espanto para los colectivos ambientalistas. En
todo caso, para grupos sociales interesados o afectados, era un proceso que
amenazaba con extenderse como una pestilente y destructiva mancha de aceite.
Por eso, por su potencial capacidad de afectarnos a todos, a unos para bien y a
otros para mal, el espectro está dando mucho que hablar en los tiempos que
corren.
A mediados de 2012 escribí un informe entre técnico y divulgativo sobre
el fracking en España y Europa. Cuando comencé a redactarlo en
la primavera de 2012, lo hice desde una posición ambientalista que me hacía
rechazar visceralmente un procedimiento que estaba siendo combatido por las
principales organizaciones ecologistas estadounidenses, y cuya aparición en
Europa había llevado a que surgieran plataformas anti-fracking por
todas partes.
Lo que había comenzado como una preocupación ambientalista pronto siguió
otro camino. Algo no encajaba en mis reflexiones. No se trataba de la
producción de gases de efecto invernadero, ni del consumo y la contaminación
del agua, de los impactos sobre la salud, el medioambiente o el
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paisaje, ni tampoco de la capacidad
de inducir seísmos, un efecto que cada vez parecía más evidente. Lo que no
acababa de convencerme era la brillantez, la rotundidad y hasta la exuberancia
de las cifras de producción y de los colosales volúmenes de extracción que se
pronosticaban para el futuro, unos números que servían de tarjeta de visita
para la aparatosa aparición en el escenario del declive de los combustibles
fósiles de una tecnología que, desafiando los aciagos pronósticos lanzados por
M. K. Hubbert en 1949, cambiaría el futuro: la humanidad podría seguir
quemando petróleo y gas ad infinitum. Sin saber por qué, aquello me
olía a timos muy antiguos, a Enron y a algunas películas que se
habían ocupado de describir las artimañas urdidas en la Gran Manzana,
como Entre pillos anda el juego, Capitalismo: una historia de amor, The
Company Men, Inside Job, Margin Call, Tierra prometida o Los
últimos días de la quiebra de Lehman Brothers, títulos que me
han servido para denominar los capítulos de este libro y cuyo contenido trato
con mayor extensión en el capítulo 6.
Cuando había terminado mi informe de 2012 y seguía dándole vueltas al
asunto, la casualidad puso delante de mí un artículo de J. David Hughes
titulado “A reality check on the shale revolution”, que publicó Nature el
21 de febrero de 2013. Por entonces no disponía de más datos sobre una supuesta
burbuja que mi propia intuición, unos pocos conocimientos sobre el pico del
petróleo y muchas horas consumidas estudiando las causas que habían provocado
la Gran Recesión que castiga hoy a Occidente en general y a España en
particular. Durante cuatro años, convertido en un diletante de asuntos
económicos, había estado publicando artículos de prensa en los que me ocupaba
de las causas de la gran burbuja financiera e hipotecaria que había asolado a
mi país. En España la burbuja había sido de suelo y ladrillo, algo muy hispano,
pero en absoluto un producto original made in Spain. El origen de
todo estaba en la caída de Lehman Brothers y en las imaginativas operaciones de
ingeniería financiera urdidas en Wall Street. Intuitivamente, el fracking me
parecía eso, una artimaña financiera creada junto a Trinity Church.
Era pura intuición, sin más pruebas.
En febrero de 2013 leí el artículo de Hughes en Nature y
quedé fascinado. Allí, en apenas página y media, estaba resumido lo que daba
vueltas en mi cabeza, y allí estaba también, como una cita más entre la escueta
bibliografía, la “piedra de Rosetta” de lo que yo quería saber: Drill,
Baby, Drill, el libro que Hughes había resumido en las apenas 2000 palabras
con las que redactó el artículo de Nature. La lectura del libro me
llevó hasta otra publicación
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clave, Shale and Wall Street:
Was the decline in natural gas prices orchestrated?, de Deborah Rogers, una
antigua analista del Banco Federal en Dallas. Tirando del hilo de
ambas madejas, pronto tenía decenas de artículos acerca de las relaciones entre
el fracking, el pico del petróleo y los ejecutivos de Wall Street,
retratados por Martin Scorsese en su última película, El lobo de Wall
Street, que utilizan sus insaciables fauces para estafar, especular, engañar
y robar.
Cuando la burbuja carpetovetónica del ladrillo estaba en pleno apogeo y
Blesa recorría el país a lomos de su Ferrari, los analistas del Banco de España
alertaron del peligro. Nadie prestó atención a aquellos aguafiestas. El
geofísico canadiense J. David Hughes y la analista financiera Deborah Rogers
son otro par de aguafiestas que están denunciando la burbuja del fracking,
un negocio fraudulento que sigue los mismos arteros procedimientos empleados
por Wall Street para repartir por el mundo la basura de las hipotecas subprime.
En Drill, Baby, Drill, Hughes abre en canal los entresijos
urdidos por las compañías petroleras para inflar las reservas de combustibles
no convencionales, creando con ello el sueño imposible de un recurso infinito
que sostiene a una industria sin futuro y a un negocio condenado a la
extinción. Gracias a Hughes, uno descubre que el engaño sigue siendo
básicamente el mismo que empleaban los timadores de la estampita: se enseñan
unos billetes que excitan la codicia del listillo, se le dice que en un paquete
hay otros muchos iguales y, aunque parezca mentira, el listillo va, compra el
paquete repleto de recortes de papel, y pica. Las petroleras, apoyadas por los
potentes grupos publicitarios que las apoyan, enseñan unos resultados de
explotación espectaculares obtenidos en unos cuantos pozos y extrapolan esos
resultados a yacimientos enteros todavía no comprobados.
El procedimiento es siempre el mismo. Cuando se descubre un posible
yacimiento, comienza el frenesí de los alquileres de tierras que aparece
en Tierra prometida, la película de Gus van Sant protagonizada por
Matt Damon. Al proceso de alquileres le sigue un auge de
perforaciones que se centran en las zonas más productivas. Cuando se perfora un
pozo por primera vez, la producción del primer año es extraordinaria. Después
de la explosión del primer año, la producción cae en picado hasta que, pasado
el tercero, los pozos producen un 80-90 % menos y dejan de ser rentables,
aunque se mantengan abiertos para alimentar el espejismo de las reservas
inagotables. Siete años después serán declarados pozos marginales, unos
pestilentes y
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peligrosos juguetes rotos abandonados
a su suerte en baldíos contaminados donde nunca volverá a crecer la hierba.
Lo que hacen los operadores financieros es aplicar curvas hiperbólicas a
los datos iniciales de producción y pronosticar una vida media de los pozos de
unos 40 años. Con esos datos en mente y los contratos de arrendamiento en la
mano, Wall Street está haciendo lo mismo que hizo con las hipotecas basura:
desarrollar sofisticados productos de ingeniería financiera. Trasformados en
imaginativos productos financieros, los derechos sobre los terrenos se valoran
a precios desorbitados, con bonos a la firma que multiplican por miles el
precio original que se promete a los ilusos propietarios. Me ocuparé de ello en
el capítulo 6.
Como se trata de mantener los datos de producción inflados, hay que
perforar nuevos pozos. Eso supuso abrir 7200 nuevos pozos en 2012. Como el
coste medio de perforar un pozo ronda los seis millones de dólares, las
compañías invirtieron 42 000 millones simplemente para enmascarar la
disminución de la producción. Ese mismo año, el gas de lutitas* estadounidense
generó ventas comerciales por valor de 33 000 millones. Parece un negocio
ruinoso, pero no lo es: entre el pistoletazo de salida de 2009 y 2011, el
entramado financiero ligado al gas de lutitas movió 135 000 millones de
dólares.
Un mundo feliz
Para la industria, el fracking es la llave del mundo
que se oculta tras el espejo d e Alicia en el país de las maravillas:
un mundo feliz. Para aumentar la confianza en los hidrocarburos no
convencionales en un clima preocupante de declive general de las reservas de
crudo, la industria del petróleo y el gas emprendió la década pasada una
campaña de relaciones públicas desproporcionada en relación con la producción
real de los pozos de lutitas. Por supuesto, eso tenía sentido desde el punto de
vista exclusivamente comercial, porque, aunque su propaganda proclame lo
contrario, las empresas explotadoras de tales recursos no están en este mundo
para cuidar del medioambiente, sacar de la ruina a las granjas familiares que
les arriendan sus terrenos, aumentar el PIB nacional, disminuir el paro o sacar
a las zonas deprimidas del declive económico.
Si tales cosas acaban por suceder, es algo colateral a la misión
principal de la industria, que nunca las tuvo en cuenta al elaborar sus planes
de
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explotación y producción. Además,
dado los rápidos declives del rendimiento de los pozos y, por tanto, de su
corta vida, los beneficios que reparta a su alrededor tendrán también una vida
muy corta. Sería el colmo de la ingenuidad suponer que estas empresas tienen
algún tipo de intención altruista hacia una determinada comarca o hacia sus
vecinos.
No pierdan el norte y recuerden lo que escribió Adam Smith en La
riqueza de las naciones:
No esperamos nuestra comida de la benevolencia del carnicero, del
cervecero o del panadero, sino de su atención a sus propios intereses.
Apelamos, no a su humanidad, sino a su amor propio, y en lugar de hablarles de
nuestras necesidades, hablamos de su provecho.
Hablamos de su provecho: las compañías de petróleo y gas están en el
negocio para extraer hidrocarburos al precio más barato y con la mayor
eficiencia posible para que luego los consumidores paguemos el precio más alto
que puedan conseguir. Si pueden ahorrarse dinero para incrementar sus márgenes
de beneficio negándose a utilizar (o evitándolos) los controles ambientales
adecuados, eso será precisamente lo que harán si no se les obliga, con
independencia de que la zona en cuestión tenga que asumir los costes
ambientales o los efectos negativos para otros sectores productivos. Incluso
aunque es más que conocido que la contaminación y la degradación ambiental
implican costes reales, no son asumidos por la industria, que no los tiene en
cuenta en sus balances dada la permisibidad que suelen encontrar por parte de
las autoridades, más preocupadas por crecer económicamente y disminuir el paro
que por proteger el medioambiente.
Un mundo feliz. Según la industria petrolera, cada aspecto de la
fractura hidráulica es monitorizado cuidadosamente y celosamente vigilado. Se
controla que todas las partes del pozo estén en buen estado y se realiza una
prueba de presión del equipo bombeando agua o lodos antes de la estimulación
con el fluido de fractura. El proceso se ajusta a las condiciones específicas
de la formación y se pueden usar modelos digitales de simulación. Todo es
perfecto, pero los pozos y los ríos se contaminan, el ganado se envenena, las
casas saltan por los aires o se derrumban víctimas de terremotos inducidos, el
agua potable arde al salir por los grifos domésticos, el aire se contamina y
las denuncias se suceden por millares. Y cuando todo termine, la
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industria dice que se encargará de
dejarlo todo tal y como estaba sin coste para el contribuyente. Hay sobradas
razones para no creerlos: tecleen en su buscador unas cuantas palabras: Prestige, Boliden o plataforma
Castor.
Si los aditivos químicos que se usan en el fracking son
inocuos, ¿por qué las petroleras estadounidenses se niegan a revelar la fórmula
exacta de los productos químicos que utilizan? ¿Por qué han conseguido eludir
los análisis de impacto ambiental? Si no existe riesgo para la contaminación de
los acuíferos, ¿por qué se empeñaron Bush, el presidente petrolero, y su
vicepresidente Cheney, cuyos intereses profesionales y económicos estaban y
están en la petrolera y gasística Halliburton, en que las actividades de fracking escaparan
a la estricta reglamentación respecto a las aguas potables de la Ley Federal de
Aguas Potables de 1974 mediante la interesada modificación hecha en la Ley de
Energía Limpia de 2005?
La preocupación porque la aplicación de una legislación medioambiental y
sanitaria más severa pudiera acabar con el negocio lo expresa con absoluta
claridad un informe de 2010 de la consultora Ernst & Young: “El principal
factor que podría inhibir el crecimiento previsto de la producción de gas de
lutitas sería la nueva legislación medioambiental”. Y agregaba: “Actualmente,
la Agencia de Protección del Medioambiente de Estados Unidos lleva a cabo un
amplio estudio sobre las repercusiones de la fracturación hidráulica en la
calidad del agua y la salud pública. La inversión en la explotación del gas de
lutitas podría llegar a su fin si se prohíbe la fracturación hidráulica o se
limita de forma significativa como resultado de las conclusiones del estudio”.
La tecnología de la explotación del gas de lutitas ofrece
características que tienen repercusiones medioambientales inevitables y un alto
riesgo si la tecnología no se utiliza correctamente, pero también presenta un
alto riesgo de causar daños medioambientales y amenazas para la salud humana,
incluso si se emplean de forma adecuada. La tecnología de la fracturación
hidráulica ha tenido importantes efectos en Estados Unidos, que actualmente es
el único país que cuenta con varias décadas de experiencia y registros
estadísticos de larga duración. La experiencia muestra que en la práctica se
producen numerosos accidentes y se inducen movimientos sísmicos. Las
autoridades oficiales sancionan con demasiada frecuencia a las empresas por
cometer infracciones. Una parte de estos accidentes son provocados por las
fugas en los equipos o el mal funcionamiento de estos; y otra debido a malas
prácticas para reducir costes y tiempo, al revestimiento poco profesional de
los pozos y a la contaminación de aguas subterráneas por fugas no detectadas.
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En el mejor de los escenarios —es
decir, que no estemos ante una colosal burbuja—, el fracking es
pan para hoy y hambre para mañana: el pan de los beneficios cortoplacistas para
las empresas y el hambre de los costes ambientales y de calidad de vida que
sufriremos todos a medio y largo plazo. Pero quizá el mayor impacto real del
mito del fracking en la sociedad esté en la planificación de
la política energética. Como resultado no solo del incremento temporal de la
producción, sino también de las exageraciones de la industria y la verborrea de
sus apóstoles, los Estados Unidos están provocando que el mundo no diseñe
nuevas estrategias para un futuro en el que los hidrocarburos serán más escasos
y caros; no esté invirtiendo lo suficiente en energías renovables e
infraestructuras de bajo consumo; y, en general, esté dejando de hacer lo que
todo país debería hacer si quiere sobrevivir en un siglo que verá una rápida
desestabilización del clima: emprender el inevitable camino para reducir la
dependencia de los combustibles fósiles lo más rápidamente posible.
En la primera mitad del siglo XXI estamos llegando al ocaso del imperio
del oro negro. El precio del crudo continúa al alza en los mercados globales y
las reservas mundiales de petróleo se agotarán en las próximas décadas. Por
otro lado, el incremento drástico de las emisiones de gases de efecto
invernadero, procedentes de los combustibles fósiles, está contribuyendo al
calentamiento de la Tierra y a la alteración sin precedentes de la geoquímica y
del clima mundial, lo que tendrá unas consecuencias fatídicas para el futuro de
la civilización humana y los ecosistemas terrestres.
El crecimiento de la economía de mercado está íntima e indisolublemente
correlacionado con un incremento en el consumo de petróleo. En las últimas tres
décadas, cada modificación del PIB mundial ha venido acompañada de una
modificación equivalente de la demanda de crudo. Mientras el imparable
crecimiento del sistema financiero internacional en los últimos 25 años se ha
basado en el endeudamiento de gobiernos, empresas y familias, los altos precios
del petróleo serán los principales responsables del estancamiento de la
economía global, porque el sistema económico dominante se ha basado en energía
barata y en consumos continuamente crecientes.
Pero no miremos para otro lado: todos somos responsables. Durante los
dos últimos años, el Gobierno español ha retirado buena parte de las
subvenciones que otorgaba el Instituto para la Diversificación y el Ahorro de
la Energía (IDAE) y las ha destinado a planes PIVE (ahora está en vigor el
quinto) de renovación de automóviles. Obviamente, se produjo el efecto
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deseado: el presidente de Ford España
dijo hace un par de meses que volveremos rápidamente a un mercado de 1,5
millones de coches, y la prensa proclamó alegremente que el automóvil es un
motor económico para salir de la crisis. ¿De verdad esto es una buena noticia?
Uno comprende que es un sector con muchísimos trabajadores que, naturalmente,
quieren conservar su empleo. Pero, ¿perpetuar este viejo modelo de hiperconsumo
contaminante es lo que necesitamos?, ¿es lo que queremos? No puedo evitar la
sensación de que la situación se repetirá, que no hemos cambiado y que nos
estamos comportando con una estupidez tan ajena a la realidad que resulta
suicida.
Da lo mismo que tres olas sucesivas de frío polar hayan asolado este año
Estados Unidos, que se hielen los Grandes Lagos y que a los neoyorquinos se les
congelen hasta las cejas. Da igual que el asesor científico de Obama lo achaque
al cambio climático. Da lo mismo contar una y otra vez que la acumulación de
dióxido de carbono en la atmósfera está alcanzando niveles inauditos en toda la
historia de la humanidad, que se funde el hielo en el Ártico y que Groenlandia
es cada vez más verde; que se acidifican los océanos, que a mayor cantidad de
vapor de agua en la atmósfera es más fácil que se formen tsunamis destructivos
que asolan el mundo y que el delegado filipino en la Cumbre del Clima se ponga
en huelga de hambre para pedir medidas contra el calentamiento global sin
conseguir nada. Decir todo eso no influye sobre los gobiernos ni moviliza a la
ciudadanía: todos seguimos cometiendo el mismo disparate desarrollista y aún lo
empeoramos, como sucede con la locura del fracking, que no solo
revienta el equilibrio ecológico sino que, además, libera ingredientes
cancerígenos (100 compuestos químicos con efectos hormonales para los seres
humanos).
Todas las decisiones económicas y políticas que se adopten en el
trascurso de las próximas décadas estarán supeditadas al coste creciente de la
energía procedente de los combustibles fósiles y al progresivo e incesante
deterioro del clima y la ecología terrestre. Es cierto que el petróleo, el
carbón* y el gas natural* seguirán constituyendo una parte sustancial de la
energía del mundo hasta bien avanzado el siglo XXI, pero no es menos cierto que
existe un consenso creciente respecto a que estamos avanzando hacia el
crepúsculo de un período en el cual los costes de nuestra adicción a los
combustibles fósiles se están convirtiendo en un lastre para la economía
mundial.
La pregunta económica fundamental que todos los países deben plantearse
es: ¿Cómo podríamos lograr que la economía global crezca durante estas décadas
de ocaso de un régimen energético cuyas externalidades y
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deficiencias empiezan a pesar más que
lo que, en principio, se consideraron unos enormes beneficios potenciales?
No existen soluciones mágicas para resolver el problema de sostener un
crecimiento económico infinito con recursos finitos, pero un primer paso es
reconocer el problema y dejar de apostar por recursos caros e inaccesibles,
contaminantes y condenados a la extinción, como los combustibles no
convencionales, en lugar de empezar a caminar por el sendero de las soluciones
a largo alcance, como las energías renovables. Deberíamos intentar usar de
manera más inteligente las reservas de petróleo que quedan en el mundo, dejando
de estimular el consumo desaforado para reconducir la economía hacia
necesidades esenciales y emprender la senda del cambio hacia una sociedad
poscarbono, sujeta a la menor disponibilidad energética que pueden suministrar
las energías renovables.
Soy consciente de que el hecho de que la comunidad científica, las
plataformas formadas por ciudadanos concienciados y las organizaciones
ecologistas levanten sus voces frente a lo que está sucediendo sirve de muy
poco, cuando los lobbies energéticos y financieros tienen
comprados a una mayoría significativa de congresistas y senadores
norteamericanos para que nieguen el cambio climático y apoyen las ansias
consumistas de un país adicto a las petroubres. No es nada nuevo;
ya los tuvieron a sueldo las empresas tabaqueras, de las que la industria
petrolera ha copiado la estrategia: primero, durante el máximo de tiempo, negar
la realidad del calentamiento global, igual que se negó el efecto mortífero del
tabaco; y luego, cuando negarlo se vuelve imposible, confundir a la opinión
pública asegurando que las opiniones científicas sobre el asunto están
divididas más o menos a partes iguales.
El mundo es muy grande y el ámbito de acción de una sola persona es muy
limitado, pero me parece imprescindible la rebeldía personal y la postura de
irreverencia crítica hacia la desvergüenza del gran teatro político, por un
lado, y del poder económico, por otro, así como la defensa de los grandes
espacios de la naturaleza que la fuerza terrible del dinero quiere exprimir
hasta la última gota.
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2
Auge y caída del imperio del oro negro
Déjenme que comience con unas cifras. En una coyuntura de profunda
crisis económica, con consumos energéticos amortiguados, el consumo mundial de
petróleo durante 2013 ascendió a unos 32 000 millones de barriles*, es decir,
un promedio de 87,6 millones de barriles diarios (Mbd), lo que equivale a más
de 161 000 litros por segundo. Un flujo difícil de imaginar y que, sin
embargo, debería incrementarse en las próximas décadas en más de 7500 millones
de barriles al año (Mba) para satisfacer las previsiones de demanda creciente
de los países emergentes.
Esto significa que para satisfacer el crecimiento de la demanda y
compensar un declive anual en la producción mundial de alrededor del 7 %, la
petroubre en la que hemos convertido el planeta tendrá que desarrollar de aquí
a 2030 una nueva capacidad productiva cercana a los 64 Mbd. Un volumen que
equivale a más de seis veces la producción actual de Arabia Saudí.
La leche proviene del interior de la vaca y el petróleo del interior de
la Tierra, de modo que la petroubre mundial se nutre de la energía interna
terrestre. La Tierra solo cuenta con dos fuentes de energía: la interna y la
externa. La interna procede de su interior, del calor residual de su proceso de
formación, del frenado de las mareas que calientan el núcleo externo terrestre,
y de las reacciones nucleares de desintegración de elementos radiactivos. La
segunda fuente energética es externa, la procedente del Sol. Solo las energías
que derivan de estas dos fuentes pueden considerarse sostenibles, porque su
suministro, aunque no sea infinito en términos cósmicos, permanecerá mucho más
allá de lo que lo haga cualquier vestigio de la civilización humana.
Durante más del 95 % del tiempo que el Homo sapiens y
sus predecesores llevan sobre la Tierra han subsistido usando solo la energía
solar y sus derivados (vientos, energía hidráulica y biomasa). Durante este
largo período la población humana no sobrepasó unos cuantos millones de
individuos. Los avances eran lentos y las civilizaciones se desarrollaban,
llegaban a su cénit y luego declinaban hasta llegar a desaparecer cuando
superaban los límites de
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disponibilidad de los recursos
energéticos a su alcance o se mostraban incapaces de soportar las fluctuaciones
medioambientales.
Todo se aceleró hace poco menos de dos siglos, cuando el escocés James
Watt perfeccionó un antiguo artefacto y lo convirtió en la máquina de vapor,
que revolucionó los procesos productivos del mundo moderno. Desde entonces,
nuestro modelo económico se basa en el crecimiento incesante de la deuda
económica y energética, lo que resulta insostenible.
Parábola del escarabajo pelotero
Cuentan que un teólogo Victoriano preguntó al gran biólogo Haldane si
podía deducir algo sobre Dios a partir de su huella en el universo. La
respuesta fue: “No sé, quizás una desmedida afición por los escarabajos”. Puede
que Dios ame a los escarabajos, pero lo que es seguro es que algunos
escarabajos han sido adorados como dioses. El escarabajo pelotero (Scarabaeus
sacer) se pasa el día entero recogiendo mierda y amasándola en forma de
pelotitas. El escarabajo pelotero es común en Egipto, de modo que también en la
Antigüedad resultaba habitual la observación de los esfuerzos del animalito
arrastrando y haciendo girar las pelotas de estiércol. Los egipcios encontraron
en la ardua faena cotidiana del acorazado coleóptero una metáfora sencilla y
efectiva que permitía vincular al animal con la sagrada misión de Ra, el gran
dios encargado de mover el Sol a través del firmamento, y añadieron al
animalito a su interminable catálogo de dioses, diosecillos y otros seres
espirituales.
Las teorías marxistas tradicionales atribuyen el poder económico a la
propiedad de los medios de producción, de los que el capitalista extrae su
beneficio. El capitalista lleva a cabo el ciclo capital-dinero: invierte dinero
en personal y equipos para crear un bien o servicio que lleva al mercado, donde
se vende y se vuelve a convertir en un dinero en el que está comprendida su
ganancia: la plusvalía. Así era la economía real o productiva, sostenida por el
dinero real, contante y sonante. Pero esta imagen tradicional del oro
respaldando los billetes en circulación, vigente cuando Marx escribía, ya no es
válida. En 1971 el dólar dejó de estar anclado al oro, y dos años después el
resto de monedas mundiales dejaron de estar ligadas al dólar. Desde ese momento,
la creación de dinero ha vuelto (como sucedía antes de la Segunda Guerra
Mundial, en los tiempos de la Gran Depresión de 1929) a no tener ningún límite
físico. Ya no hay lingotes de oro en las arcas de los bancos
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centrales que respalden el dinero en
circulación. Tal cosa ha tenido múltiples consecuencias, y una de ellas ha sido
la creación de dinero de la nada de forma acelerada.
La nueva realidad financiera, la posibilidad de crear dinero de la nada,
ha provocado cambios importantes en esta forma de ejercer el poder económico.
Las nuevas condiciones del sistema monetario y financiero han creado una fuente
de financiación abundante que permite crecer al capital a velocidades
supersónicas, acceder a más mercados, obtener economías de escala y conseguir
una rentabilidad astronómica. Y la llave de todo esto la tiene el poder
financiero. De este modo, si el capitalista propietario de los medios de
producción tiene la capacidad de extraer la plusvalía, el capitalista
financiero tiene la capacidad de multiplicar esa plusvalía en un nuevo y
colosal milagro de los panes y los peces.
La clave del poder económico en nuestros días es el capital financiero.
Ya no se trata de quién posee los medios de producción sino de quién controla
la financiación. Ese poder es todavía mayor desde que la progresiva
concentración en el sector financiero ha permitido la creación de instituciones
demasiado grandes para caer, unos bancos cuyas pérdidas se socializan mientras
que sus ganancias se privatizan.
En una crisis sistémica como la actual no deja de ser sorprendente que
todas las soluciones que se están planteando reclamen el crecimiento económico
sin plantearse, siquiera teóricamente, que el ciclo bajista de esta crisis
responde a la misma lógica que la fase alcista anterior, y que la necesidad de
crecimiento responde a la deuda insostenible que genera el tipo de interés,
elemento clave de los mercados financieros.
¿Cómo se crea el dinero en un momento como el actual, caracterizado por
ser el período histórico de su mayor existencia y crecimiento? De la nada. El
dinero se crea de la nada, algo de lo que ya me ocupé en una ocasión anterior.
El Banco Central Europeo (BCE), el más grande de los entes creadores de
billetes en la UE, crea dinero mediante subastas de euros periódicas en las que
pone una cantidad en circulación. Obtenido el dinero en las ubres del BCE, la
banca privada produce a su vez dinero cuando lo presta por encima de los
depósitos que mantienen.
Perfecto, ¿no? Todo el mundo dándole a la manivela y el dinero fluyendo
sin cesar. ¿Dónde está el problema? Hasta ahora no he dicho nada de la deuda,
que aparece justo después de crear el dinero, al ponerlo en circulación. Cuando
el BCE emite euros, no se los da a los bancos de balde sino que fija
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un tipo de interés. Cuando un banco
toma dinero del BCE tendrá que devolverle algo más de lo que pidió, generando
inevitablemente una deuda mayor que el préstamo.
Es evidente que siempre habrá una deuda mayor que el dinero en
circulación. Por tanto, en el sistema hay un déficit irresoluble de dinero: por
más dinero que se cree, siempre habrá una deuda mayor. Además, para obtener
liquidez, los Estados, la banca y las empresas necesitan recurrir, masiva y
habitualmente, a la petición de préstamos para su funcionamiento cotidiano.
Como esto se realiza con un interés creciente (el BCE pone un tipo de interés
del 1 % al Banco Santander, por poner un ejemplo, y este se lo presta al
Estado al 6-7 %), el trasiego del flujo de préstamos hace que el monto total
de la deuda se incremente más y más. Una vez que vencen los plazos de
devolución de la deuda, es habitual que no se devuelva, sino que las entidades
pidan nuevos préstamos con los que devolver capital e intereses de deudas
pasadas, incrementando el conjunto de la deuda total aún más.
La creación de dinero de la nada se ha multiplicado de forma acelerada
hasta provocar que en la actualidad el 90 % de la masa monetaria sea digital.
Pero como esto no es Jauja, y la máquina del movimiento continuo está todavía
por inventar, nos encontramos en dos situaciones paradójicas: cuanto más dinero
se pone en circulación, más crece la deuda y más escaso es el dinero; y cuanto
más escaso es el dinero, más tiende a ponerse en circulación.
Así las cosas, ¿cómo demonios se mantiene este sistema que produce
deudas crecientes que no pueden ser restituidas? Pues con la estrategia del
escarabajo pelotero: caminar incesantemente con la bola de mierda entre las
patas. El sistema toma prestado contra el futuro sobre la base del crecimiento
continuo de un pelotón que nunca puede pararse porque, como les ocurre a los
ciclistas, si se paran se caen. Quienes han recibido los préstamos prometen que
devolverán las deudas con el único fundamento de la esperanza en la riqueza
generada por el crecimiento futuro. Y así va el mundo, dándole a los pedales
sin parar.
Como muestran todos los indicadores, este crecimiento solo es posible
con un consumo creciente de materia y energía, lo cual es imposible en un
planeta con unos recursos cada vez más escasos, como sucede con los
combustibles fósiles. En esto se traduce la solución de volver a crecer: en una
escalada de deuda que ha llegado a unos volúmenes intolerables que el sistema
resuelve con la estrategia de crisis periódicas como las que ahora estamos
sufriendo. Es la lógica del crecimiento infinito del sistema
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económico que, apoyado en el interés
compuesto, nos empuja a un crecimiento continuo imposible, tan imposible como
que un simple escarabajo pueda mover el Sol.
Aquí se quema todo
Durante los más de 150 años que siguieron a la Revolución Industrial, la
humanidad ha obtenido la energía de un modo no muy diferente a como lo había
hecho el hombre de las cavernas para calentarse: quemar combustible. Durante
miles de años el combustible fue sobre todo materia orgánica viva: la leña.
Luego, con el desarrollo industrial explosivo que tuvo lugar a finales del
siglo XVIII, continuamos quemando materia orgánica, pero ahora muerta: carbón,
petróleo o gas, los tres clásicos combustibles fósiles, que representan una
fracción de la energía solar recibida por el planeta en el pasado geológico,
trasformada en energía química gracias al aumento de presión y temperatura
proporcionados por procesos tectónicos que se deben a la energía interna de la
Tierra, y por la acción de microorganismos que llevan sobre la faz de la Tierra
más de 3500 millones de años.
Según la Agencia Internacional de la Energía (AIE, 2012) los
combustibles fósiles constituyen el 81 % de la energía que se usa actualmente
en todo el mundo (figura 1), mientras que los derivados del petróleo* proveen
el 95 % de la energía usada para el trasporte. Los combustibles renovables y
los residuos suman el 10 % y se componen principalmente de leña, carbón
vegetal y estiércol seco, que se utilizan ampliamente para cocinar en los
países pobres y cuyo uso causa deforestación y desertificación y, en menor
medida, de los biocombustibles que amenazan con provocar escasez de alimentos
en todo el mundo. Las 436 centrales nucleares existentes en el planeta
contribuyen solo con el 5,8 % del suministro total de energía. El mísero 2,2
% de energía hidroeléctrica es la principal energía renovable sin carbono (pero
que provoca inundaciones, daños ecológicos y desplazamientos obligados de
personas). Todas las demás fuentes de energía renovables (eólica, solar,
geotérmica, etcétera) no representan más del 0,7 % de la oferta total de
energía mundial.
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Figura 1. Consumos mundiales de energía primaria distribuidos por tipos de
combustibles.
No cabe la menor duda de que los combustibles fósiles han sostenido el
incremento exponencial del desarrollo humano en el último siglo y medio,
durante el cual su consumo creció hasta convertirse en la mayor fuente
productora de energía. Las últimas siete u ocho generaciones humanas han visto
cómo los combustibles fósiles han impulsado un inmenso crecimiento en la
población y en los consumos energéticos per cápita y global. El crecimiento del
PIB y el desarrollo económico, tal como lo entendemos, están estrechamente
ligados al consumo de energía, que actualmente es suministrada en más del 80 %
por combustibles fósiles finitos y no renovables.
Mientras que en 1850 el 80 % de la energía fue suministrada por biomasa
renovable (madera y similares), en 2011 casi el 90 % fue suministrado por
energías no renovables (petróleo, gas, carbón, uranio, etc.). Durante ese
período, el consumo creció 50 veces, mientras que la población creció 5,7 veces
y el consumo energético per cápita 8,8 veces. El 90 % de los combustibles
fósiles consumidos desde 1850 se ha quemado a partir de 1938, y un 50 % a
partir de 1986.
En poco más de 150 años hemos quemado casi la mitad del petróleo que se
ha formado durante millones de años, y hemos transferido de la corteza
terrestre a la atmósfera enormes cantidades de carbono que están contribuyendo
a modificar el clima. El calentamiento global observado desde 1970 está
fuertemente correlacionado con ese rápido incremento en el
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consumo de combustibles fósiles y sus
emisiones asociadas de gases de efecto invernadero, que están acelerando el
calentamiento global de la atmósfera.
Figura 2. Consumo mundial de energía primaria por tipos de combustibles entre
1965 y 2011.
Desde 1965, el consumo mundial de energía se ha triplicado y ha
aumentado casi un 8 % en 2009 y 2010 (figura 2). En 2011 el crecimiento del
consumo fue del 2,5 %. Ese año, el consumo de carbón creció más que el de
ningún otro combustible fósil, un 5,4 %. Las renovables crecieron un 17,7 %,
pero todavía representan solo un 1,6 % del consumo total. El petróleo es la
principal fuente de energía, seguida por el carbón y el gas natural. La
magnitud del consumo energético y la dependencia de los hidrocarburos resultan
asombrosas: en equivalentes energéticos, los hidrocarburos suponen el 87 % de
los suministros en 2011.
Estos hidrocarburos de que dependemos son combustibles con un alto
rendimiento energético. Además, se decía que eran infinitos. Pero no es así: se
trata de recursos finitos, no renovables, una herencia geológica que una vez
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consumida no volverá a recuperarse.
Cuando su consumo superó los límites de su sostenibilidad, aparecieron los
síntomas de su futura extinción. Las minas se agotaban y los pozos de petróleo
y gas se secaban, pero a nadie parecía importarle: se excavaba o perforaba cada
vez más lejos y a mayor profundidad. La Tierra, desde el Círculo Polar Ártico a
la Patagonia y desde el mar del Norte a las costas del Caribe, se ha convertido
en un planeta horadado por máquinas cada vez más penetrantes y agresivas que buscan
en el subsuelo o bajo el mar la energía en estado sólido, líquido o gaseoso.
La agricultura, la pesca, la minería, el trasporte, la industria y el
comercio, que dependen en un 95 % del petróleo, florecieron como nunca a
partir de 1850, cuando empezó la producción comercial de crudo*, que ayudaron a
salir de la pobreza a centenares de millones de personas (o al menoscabo de sus
formas tradicionales de vida más sostenible, según como se mire, sobre todo si
uno contempla a los demás encaramado en la cómoda posición del Primer Mundo).
Además, la producción de alimentos congelados y la fabricación de productos
como parafinas*, ceras, vaselinas, cloruros de polivinilo resistentes a la
abrasión, plásticos, pinturas, barnices, disolventes, fertilizantes e
insecticidas, detergentes, cauchos artificiales (¡hasta los condones, oiga!),
negro de humo para neumáticos, poliéster, detergentes, fármacos y ropas,
pivotan en torno al petróleo.
El petróleo constituye el 40 % del total de la energía primaria
comercial utilizada por nuestro planeta, y, aunque ambientalmente denostado,
hoy por hoy ninguna de las otras fuentes de energía primaria disponible puede
competir con un mineral que ha puesto a disposición de los seres humanos un
nivel de comodidad y movilidad inimaginables incluso para los sátrapas, los
faraones y los emperadores romanos.
Aunque hayan causado problemas sanitarios y medioambientales, no se
trata de criminalizar recursos que han servido para el progreso general de la
humanidad desde la Revolución Industrial. Los hidrocarburos nos han dado una
gran bonanza energética: sus propiedades únicas y su versatilidad serán muy
difíciles o imposibles de reemplazar. Desgraciadamente son un recurso finito,
no renovable, que produce notables daños ambientales colaterales en su
extracción y utilización. Es necesario desarrollar políticas y promover
infraestructuras para construir un futuro energéticamente más sostenible. Es
imperativo que un futuro así esté basado en hechos objetivos, no en
pensamientos ilusos.
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La insostenible riqueza de las
naciones
El problema de fondo es la insostenibilidad de nuestro sistema
económico: vivimos en un mundo finito, pero el sistema económico que nos
sustenta se basa en un crecimiento infinito. Es algo muy sencillo, pero negado
continuamente por los seguidores a pies juntillas de Adam Smith, los
economistas neoclásicos y neoliberales, y por la clase política de todos los
países desarrollados, que proclaman el aumento de la producción y el consumo y
el “crecimiento económico” sin considerar sus costes energéticos y ecológicos.
Esto lo dice también el Nobel de Economía Joseph E. Stiglitz en Caída
libre, el libro mencionado donde se cuestiona el fundamento mismo de la
economía mundial: crecer, aunque sea a costa de la razón, de la verdad y del
sentido común.
Adam Smith y su obra capital, La riqueza de las naciones,
son contemporáneos de la Revolución Industrial. La escuela de economistas
predominante en los círculos de poder es seguidora a ultranza del libre
mercado, una escuela de pensamiento surgida de las ideas de Smith durante el
inicio de la explotación masiva de los combustibles fósiles. A comienzos del
siglo XIX, la disponibilidad de estas nuevas fuentes de energía y de los
recursos naturales parecía infinita y la población del planeta era siete veces
menor que la actual, lo que indujo a los economistas a teorizar que la demanda
determinaba la oferta, olvidándose de los límites físicos y ecológicos del
sistema Tierra.
Los dos siglos que siguieron a la Revolución Industrial vieron un
crecimiento exponencial de todos los indicadores económicos, que acabó por
convencernos de que el progreso material puede continuar ad infinitum.
Sin embargo, las leyes de la física se imponen a las teorías económicas. La
producción de cualquier bien implica que haya recursos y que se realice un
trabajo para transformarlos, y el trabajo solo puede realizarse consumiendo
energía. La actividad económica depende de la cantidad de recursos y de la
energía disponible y no de la cantidad de dinero circulante, porque la moneda
es una ilusión cuyo valor es menor que el del papel en que se imprime.
Aunque no entre en la cabeza de muchos economistas a los que se ha
entrenado en el monetarismo y en el bussines as usual, el problema
no es económico sino termodinámico. La Reserva Federal de Estados Unidos puede
imprimir todos los dólares que haga falta sin más necesidad que darle a la
manivela en los sótanos de Fort Knox; el Banco Central Europeo puede
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acuñar todos los euros que se
necesiten para dinamizar la lánguida economía europea y limpiar las sentinas de
la banca privada; Japón puede crear billones de yenes de la nada para recuperar
el crecimiento y que no haya una segunda generación perdida. Se puede inundar
el mundo con dólares, euros o yenes, pero todavía no ha nacido gobierno alguno
capaz de violar el segundo principio de la termodinámica creando energía de la
nada.
El problema de nuestra forma de vida no es económico, por tanto, sino
termodinámico. Estamos inmersos en un modelo que se basa en el crecimiento
sistemático del Producto Interior Bruto (PIB) para generar empleo y lo
aceptamos de manera acrítica. Con un crecimiento del 2,8 % (que se considera
normal), el PIB se duplica cada 25 años y este es un ritmo muy elevado. Lo
dicta el sentido común: para que haya un crecimiento de la economía debe haber
un crecimiento del consumo de energía. Por tanto, para poder crecer a estos
ritmos exponenciales, la disponibilidad de la energía que consumimos cada año
debe crecer también exponencialmente.
A esto hay que añadir las desigualdades en el consumo de carburantes
entre los diferentes países y la tendencia lógica e imparable de los países en
desarrollo a equipararse con los desarrollados. Y desarrollo, en el
marco de nuestros parámetros económicos, significa aumento del consumo de
carburantes. Mientras los movimientos a corto plazo en los precios del petróleo
en la segunda mitad del siglo XX estuvieron dominados por los acontecimientos
en Oriente Medio, los retos de encontrar petróleo para satisfacer la demanda de
los nuevos países industrializados ha sido el tema más preocupante de los
últimos 20 años.
Miles de millones de ciudadanos del mundo, cuyos países hacen la
transición desde la agricultura a las economías industriales modernas, han
experimentado una profunda trasformación durante la última generación. Esto ha
significado una enorme diferencia no solo en su nivel de vida sino también para
el mercado mundial del petróleo. El subconjunto de las economías recientemente
industrializadas utilizaba en 1998 solo el 17 % del petróleo del mundo, pero su
crecimiento económico, es decir, su progresiva adaptación al modelo de vida de
las sociedades modernas, ha supuesto desde entonces el 69 % del aumento del
consumo mundial de petróleo.
En 2011, un ciudadano del Primer Mundo (un estadounidense, por ejemplo)
consumía 4,2 veces más energía que la que consumía un ciudadano medio mundial y
17 veces más que uno indio (figura 3). Casi el 80 % del mundo vive en un
estado de pobreza energética, comparado con Estados
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Unidos. El gran dilema energético del
siglo XXI es que el mundo en desarrollo aspira a consumir energía al mismo
ritmo que el que impulsó el crecimiento del Primer Mundo. Esta aspiración, que
nadie puede negarles, aumentará la demanda de consumo energético haga lo que
haga el Primer Mundo para reducir el consumo y, en una era de escasez de
suministros energéticos, traerá consigo tensiones geopolíticas y una intensa
competencia por los recursos.
Figura 3. Consumo energético per cápita por países y regiones en 2011. La
comparación del consumo energético de Estados Unidos respecto a otros países
aparece como múltiplo.
El fenomenal crecimiento en varios de esos países había comenzado mucho
antes de 1997, cuando los economistas se maravillaban ante el milagro de los
“tigres asiáticos”. A la cabeza, los 1300 millones de habitantes de China. El
cuatrienio clave fue el comprendido entre 2004 y 2007, cuando el aumento de su
PIB era extraordinario, la demanda de petróleo crecía y la oferta estaba
estancada. El crecimiento económico mundial en 2004 y 2005 fue impresionante:
el FMI estima que el PIB mundial creció a un promedio anual del 4,7 %. El
consumo mundial de petróleo creció en ese período en cinco millones de barriles
diarios (Mbd), un 3 % por año. Junto con la especulación, esas fuertes
presiones de la demanda fueron la razón principal para el aumento constante del
precio del petróleo durante este período,
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aunque inicialmente hubiera
suficiente exceso de capacidad para hacer que la producción creciera junto a la
demanda. Sin embargo, la producción dejó de crecer a partir de 2005.
A diferencia de muchas otras crisis históricas causadas por tensiones
como las que sacudieron en la segunda mitad del siglo pasado Oriente Medio, no
hubo ningún acontecimiento geopolítico dramático asociado con el descenso en la
producción de crudo de 2005. La razón más importante fue que varios de los
campos de petróleo que habían ayudado a sostener anteriores aumentos de la
producción alcanzaron su madurez con tasas de disminución relativamente
rápidas. La producción del mar del Norte representó el 8 % de la producción
mundial en 2001, pero decayó en más de dos Mbd a finales de 2007. El campo
mexicano Cantarell, que había sido el segundo mayor campo productor del mundo,
vio caer su producción en un Mbd entre 2005 y 2008. Indonesia, uno de los
miembros fundadores de la OPEP*, tuvo su pico de producción en 1998 y en la
actualidad es un importador y no un exportador de petróleo.
El declive más notable en la producción de petróleo entre 2005 y 2007 se
dejó notar en el país productor más importante, Arabia Saudí, que representaba
el 13 % de la producción mundial de campo en 2005 y había desempeñado un papel
activo como proveedor residual del mundo durante las décadas de 1980 y 1990,
cuando aumentaba su producción cada vez que era necesario para compensar los
descensos en la oferta o los embargos de la Organización de Países Exportadores
de Petróleo (OPEP). Muchos analistas habían supuesto que los saudíes seguirían
desempeñando ese papel, y que aumentarían la producción para dar cabida a la
creciente demanda en la década de 2000. Sin embargo, la producción de Arabia
Saudí fue 8 50 Kbd más baja en 2007 que en 2005.
No obstante, mientras la oferta se desplomaba la demanda seguía
creciendo, y el PIB real mundial aumentaba un 5 % por año en 2006 y 2007, un
ritmo más rápido de crecimiento económico que el que había acompañado el
aumento en cinco Mbd del consumo de petróleo entre 2003 y 2005. China por sí
sola aumentó su consumo en 840 Kbd entre 2005 y 2007.
Hasta hace muy poco, 1992, China era exportadora neta de petróleo. Desde
entonces, su consumo se ha multiplicado por cuatro y en 2011 tuvo que importar
el 60 % del petróleo que consumió. Ese año China importó seis Mbd, un 7,2 % de
la producción mundial. El consumo chino de petróleo ha igualado sus tasas de
crecimiento anual: 5-10 %. En el informe anual que clausuraba la
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primera década del tercer milenio, la
AIE subrayaba el papel de China y de otras economías emergentes en el futuro
energético mundial (AJE, 2010).
En su pronóstico para la década siguiente, la AIE preveía que el 90 %
del aumento de la población, el 70 % del incremento del PIB y el 90 % del alza
de la demanda de energía de 2010 a 2035 serán atribuibles a las naciones no
pertenecientes a la Organización de Países Desarrollados (OCDE). China
consolidará su posición de máximo consumidor mundial de energía: en 2035
utilizará aproximadamente un 70 % de energía más que Estados Unidos, el
segundo consumidor mundial, aunque para esa fecha el consumo de energía per
cápita en China representará aún menos de la mitad del de Estados Unidos. Los
índices de crecimiento del consumo de energía en India, Indonesia, Brasil y
Oriente Medio serán incluso más rápidos que en China.
Para la AIE, el trasporte de los países emergentes constituía una de las
mayores preocupaciones para el horizonte 2010-2035. Una vez conseguido cierto
estatus económico, los ciudadanos de esos países querían exactamente lo mismo
que habían querido, por ejemplo, los españoles cuando los planes de desarrollo
comenzaron a dar sus frutos en la década de 1960: un automóvil.
La totalidad del incremento neto de la demanda de petróleo es atribuible
al trasporte en las economías emergentes, ya que el crecimiento económico
impulsa al alza la demanda de movilidad de personas y mercancías. La demanda de
petróleo (excluidos los biocombustibles) pasará, según la AIE, de 87 Mbd en
2010 a 99 Mbd en 2035. El número total de automóviles se duplicará y alcanzará
los casi 1700 millones en 2035; las ventas en los mercados no pertenecientes a
la OCDE superarán a las de los países de la OCDE antes de 2020, y el centro de
gravedad de la producción de automóviles se desplazará a los países ajenos a la
OCDE antes de 2015.
El consumo chino de petróleo crece desde 1998 a una tasa del 6,3 %
anual, y si continúa así durante las próximas décadas pondrá al país en los
niveles actuales de consumo de petróleo de Estados Unidos en 2022 y al doble de
los niveles actuales de EE. UU. en 2033. Estas extrapolaciones no parecen
fuera de lugar ya que China es el mayor mercado del mundo de vehículos nuevos.
Aun así, China solo tiene un vehículo de pasajeros por cada 30 habitantes, en
comparación con un vehículo por cada 1,3 habitantes en Estados Unidos.
Si no se produce un aumento en la producción de petróleo, el modelo de
China y de otras economías emergentes significará que otros países tendrán
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que reducir su consumo, a pesar de
sus potentes economías y de sus esfuerzos para reducir el consumo. Esto traerá,
sin duda, problemas.
Un ingeniero aguafiestas
Que el motor de la economía, el petróleo, era un recurso finito
cualquiera lo podía ver, pero nadie se daba por enterado. No importaba que los
precios se dispararan hasta unas cantidades inimaginables pocos años antes.
Durante un tiempo las crisis políticas explicaban el alza de los precios, pero
a partir de la década de 1990, cuando el petróleo estaba tan “solo” a 40
dólares el barril (diez veces más que dos décadas antes), empezó a recordarse
un pronóstico lanzado en 1956 por un aguafiestas, Marion King Hubbert,
ingeniero geólogo de la Shell, en una ponencia presentada en un congreso del
American Petroleum Institute celebrado en San Antonio, Texas, que dejó al
auditorio estupefacto.
Sus cálculos sobre las reservas de petróleo, que había esbozado
anteriormente en un breve artículo publicado en Scientific American (Hubbert,
1949), daban la típica imagen de la campana de Gauss: ascenso imparable en los
inicios y luego una meseta a la que seguía un declive tan imparable como el
ascenso. Por su experiencia en la industria, Hubbert sabía bien lo que se traía
entre manos, y lo que hizo en San Antonio fue exponer sus conocimientos de
campo con un detallado y minucioso análisis matemático y argumentos tan
rotundos que nadie podía negar la evidencia. Veamos estos últimos.
Los pozos petrolíferos individuales tienen una vida finita. A veces,
mediante técnicas agresivas como inundar los pozos con agua, inyectar dióxido
de carbono a presión o arrojar napalm o nitroglicerina por las bocas, se puede
ampliar la vida útil de un pozo, pero el agotamiento es inexorable y,
finalmente, por productivos que hayan sido, todos los pozos de petróleo
alcanzan un punto en que las tasas de producción disminuyen severamente y el
coste de las actividades de extracción supera el valor del petróleo extraído.
Entonces se declara el pozo “marginal”, se clausura, se tapona con cemento, y
los equipos de producción se marchan con la música a otra parte.
El mismo principio es válido para los recursos petrolíferos en su
conjunto. Cuando se descubre un nuevo yacimiento de petróleo o de gas, se
comienza por perforar unos pozos exploratorios que ayudan a determinar el
tamaño del yacimiento y la naturaleza de su geología. Con esa información los
ingenieros
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determinan la ubicación óptima y se
comienza a perforar en serio. La tasa de producción del yacimiento aumenta a
medida que se perforan más pozos. Poco a poco, como los mejores pozos se
agotan, las tasas de producción del yacimiento empiezan a bajar, pero los
nuevos pozos perforados compensan transitoriamente los descensos. Al final
ocurre lo inevitable: cuando todos los posibles lugares de perforación se han
utilizado, y la producción de la mayoría de los pozos está desplomándose, se
hace imposible evitar la disminución de la tasa global de extracción. El
yacimiento es ya marginal.
Hubbert observó que en cualquier yacimiento, por importante y productivo
que fuera, tras bombear a buen ritmo el crudo más accesible y barato, la
explotación se hacía cada vez más difícil técnicamente y más costosa hasta que,
inevitablemente, decaía y se agotaba. Tras analizar la producción de muchos
yacimientos, concluyó que la historia de la extracción se ajusta a una curva en
forma de campana, cuyo punto de inflexión —al que llamó peak oil—
coincide aproximadamente con el momento en que la mitad del crudo recuperable
ha sido extraído.
Naturalmente, los factores políticos y económicos, así como los avances
científicos y tecnológicos, pueden alterar la forma de la campana en la medida
en que consigan acelerar o desacelerar los volúmenes extraídos en momentos
diferentes. Aunque así fuese, más tarde o más temprano, sucediera lo que
sucediese, la tendencia de la curva era clara: al igual que las especies, los
yacimientos petrolíferos estaban condenados a la extinción. Pero a diferencia
de la duración de las especies sobre la faz de la Tierra, el esquema de Hubbert
permitía calcular cuándo se acercaba el fin de la historia para el combustible
más utilizado en el tiempo que le tocó vivir. Ante el asombro de unos pocos y
la rechifla de la mayoría, aquel ingeniero aguafiestas estaba poniendo fecha de
caducidad al imparable sueño americano surgido tras la Segunda Guerra Mundial.
Para desgracia de Hubbert, era un mal momento para hablar de crisis de
los combustibles. En 1956 el Congreso de Estados Unidos había promulgado el
Proyecto de Ley Federal de Ayuda para las Autopistas. Esta legislación,
ratificada por el presidente Eisenhower, supuso la inversión de 25 000
millones de dólares en la construcción de casi 66 000 km de autopistas
interestatales en un período de 30 años, en lo que fue en aquel momento el
proyecto de obra pública de mayor envergadura de la historia de Estados Unidos.
El sistema de autopistas interestatales resultante logró unir la totalidad de
ese país y estableció la infraestructura viaria necesaria para
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culminar la Segunda Revolución
Industrial. Los estadounidenses habían asumido que “lo que era bueno para
General Motors era bueno para el país”. El sistema de autopistas interestatales
creó la infraestructura de conexión para e l boom de la
construcción de viviendas y locales comerciales suburbanos que, a finales de la
década de 1980, convirtió Estados Unidos en la economía más fuerte y la
sociedad más próspera del mundo, y a los estadounidenses en los ciudadanos más
ricos de la Tierra. Por añadidura, el ciudadano norteamericano era un yonqui
del petróleo.
Para escándalo de las compañías petroleras americanas y, además, para
preocupación de la industria del motor de Detroit, a la que el disparatado
consumo de los automóviles le importaba un bledo (los consumos entre 15 y 20
litros en 100 km eran normales), cuando Hubbert aplicó su método al conjunto de
la producción de Estados Unidos llegó a la conclusión de que el punto de
inflexión de la producción se produciría alrededor de 1970. Y eso fue, ni más
ni menos, lo que sucedió. Los cálculos de Hubbert se ajustan como anillo al
dedo a la producción histórica estadounidense (figura 4).
La producción de crudo en EE. UU. comenzó en la década de 1850 y llegó a
su pico 120 años después, en 1970. Hacia 2009 la producción se había reducido
el 55 % del cénit productivo (40 años después de que alcanzara su punto
máximo). Como en 2009 ya se había producido el 85 % del máximo de petróleo
calculado como recuperable, eso significaba que solo queda el 15 % por extraer,
por lo que el margen de error de las predicciones de Hubbert es mínimo.
Figura 4. Producción anual de petróleo estadounidense entre 1860 y 2009
comparada con las previsiones de Hubbert.
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El método de Hubbert puede aplicarse también para predecir cuándo la
producción mundial de crudo alcanzará su punto álgido. Hubbert abrió el camino
a lo que históricamente se ha demostrado: que primero se descubren los
yacimientos más grandes y se produce el recurso de mejor calidad, mientras que
en la era del declive no solo disminuye la cantidad del recurso sino también su
calidad. El pico de producción (peak oil) no significa el agotamiento de
golpe y porrazo sino que ya se ha consumido el petróleo de mejor calidad, el
más fácil de extraer y, por ende, el más barato.
Sin embargo, la predicción a nivel mundial presenta grandes
incertidumbres, entre otras razones porque muchos países y compañías tienen
intereses políticos o económicos que les llevan a manipular a su antojo sus
datos de reservas por motivos geoestratégicos o para manejar el mercado, porque
no puede perderse de vista que, como en tantas otras actividades económicas o
sociales, en los últimos tiempos el mundo energético se ha globalizado y está
condicionado por la necesidad de flujos financieros y los intereses de estos.
El mundo de la energía obtenida del petróleo y el gas forma hoy una tupida red
con el gran casino financiero en que se ha convertido la economía mundial. Y en
ese mundo la creación de burbujas es una tentación tan irrefrenable como la que
produjo la Gran Crisis que nos está tocando vivir.
De qué hablamos cuando hablamos de petróleo
Veamos cuáles son algunos de los problemas que se plantean al hacer
previsiones del pico del petróleo. Empecemos por saber de qué hablamos cuando
hablamos de petróleo. Para el común de los mortales, para usted y para mí, el
petróleo, o crudo de petróleo, es el aceite* mineral natural que impregna
determinadas rocas sedimentarias, a partir del cual, por destilación* y
refinado, se producen combustibles y una infinidad de productos. Las cosas no
son tan sencillas, porque en su afán de sumar a la cuenta de resultados, la
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industria y los organismos oficiales
han logrado que se consideren como crudo productos que no lo son.
Empecemos por los líquidos del gas natural (LGN)*. El gas natural es
principalmente metano*, pero a medida que sale de la tierra también puede
contener hidrocarburos con cadenas moleculares algo más largas, incluyendo
propano* y butano*. Ambos se capturan en las refinerías y se utilizan para la
calefacción y para fines industriales. Se les llama LGN no porque sean líquidos
a temperatura ambiente y presión atmosférica normal, que no lo son, sino porque
pueden ser licuados a baja presión y a temperatura más alta que el metano, y
por lo general son embotellados y vendidos como líquidos que llegan hasta el
consumidor final metidos en bombonas presurizadas.
Los LGN poseen solo un 60 % de la energía por volumen que el petróleo
crudo y se usan para fines distintos a los derivados del petróleo. Así que,
¿por qué se les llama “petróleo”? Pues por lo mismo que hasta hace bien poco el
suelo rústico tenía la misma valoración en España que el suelo urbano: para
maquillar las cifras y aumentar el valor de los activos inmobiliarios. ¿Acaso
no recuerda usted que en los ingeniosos paquetes de las hipotecas subprime se
metían valores seguros y otros de imposible cobro? Pues seguimos en las mismas:
engordando activos.
Otra manipulación de la industria del petróleo y de los organismos
oficiales que les permite inflar la producción es una ingeniosa trampa en el
solitario llamada ganancias de refinería. El artificio está basado
en que el volumen de entrada del crudo en la refinería es diferente al de
salida. La diferencia se debe al procesamiento del petróleo crudo en productos
derivados que, en total, tienen menor densidad específica que el crudo procesado.
Por consiguiente, el volumen es mayor a la salida que a la entrada de una
refinería, con lo cual se obtienen aumentos de la producción que pueden llegar
al 10 %, un magro porcentaje que traducido en centenares de millones de
barriles es suficiente para cuadrar las cuentas anuales.
Luego están los biocombustibles, que se utilizan para fines similares a
los del crudo de petróleo, principalmente como combustibles para el trasporte.
Sin embargo, el etanol y el biodiesel no manan del subsuelo, sino que se
fabrican a partir de productos agrícolas en un proceso que exige un gran
consumo de petróleo y gas natural. De hecho, su producción utiliza tanta
energía que es cuestionable que rindan alguna energía neta. Contabilizar los
biocombustibles con los carburantes cuando se habla de producción es una forma
de doble contabilidad. Cuando los organismos oficiales y la industria
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suman en la contabilidad del
“petróleo” los LGN, las ganancias de refinería y los biocombustibles, sus
estadísticas están infladas. Cuando se restan de la contabilidad, desaparece
casi todo el incremento que apuntan al “petróleo” para sumar puntos en el debate
frente a los que sostienen que la producción de petróleo está en declive.
Otro factor a tener en cuenta es la deliberada confusión entre reservas
y recursos y la calidad del crudo. Algunos analistas favorables a la industria
petrolera, a los que más adelante incluiré entre los “epulones”, son muy
optimistas sobre el futuro del petróleo y no se hartan de decir que hay enormes
reservas de petróleo en todo el mundo que no dejan de crecer. Y si hay todo ese
petróleo por extraer —se preguntan retóricamente—, ¿para qué preocuparse de un
inminente pico en las tasas de producción? La respuesta es doble. Por un lado,
no todos los petróleos son iguales (algo a lo que dedicaré más atención cuando
me ocupe de los combustibles no convencionales[3] en el capítulo 4),
pues no es lo mismo el petróleo saudí, la mayor parte del cual fue descubierto
en las décadas de 1950 y 1960, que es de una extraordinaria calidad y se extrae
y se refina de manera barata y rápida, que esa especie de chapapote que son los
bitúmenes extraídos de arenas asfálticas*, de pizarras bituminosas* o de los
extrapesados venezolanos*, como tampoco son homologables los petróleos
obtenidos de aguas ultraprofundas, cuyos equipos de perforación cuestan un
millón de dólares de alquiler diario.
Los propagandistas imprudentes o malintencionados confunden las reservas,
que son los depósitos de petróleo, gas o carbón que se pueden recuperar
de manera rentable en las condiciones económicas actuales y utilizando las
tecnologías existentes, con los recursos, las cantidades totales de
un hidrocarburo específico que se encuentran en un área determinada. De ello me
ocuparé en el capítulo siguiente, por lo que me limitaré ahora a ofrecer un
solo ejemplo de que un recurso no es en absoluto un indicador de cuánta energía
puede ser económicamente extraída.
En el Sol hay toda la energía que usted se pueda imaginar, e incluso
más. Ahora bien, una cosa es la energía solar total, un recurso, y otra cosa
bien distinta la energía que somos capaces de extraer de él, de forma que,
cuando en determinado país hay huertos solares y campos capaces de producir
energía fotovoltaica o termosolar, sus reservas son esas y no los recursos
existentes en el Sol. De igual manera, la formación de lutitas Green River en
Colorado, EE. UU., representa un recurso equivalente a aproximadamente un
billón de barriles de petróleo. Si todo ese recurso se contabilizara como
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reserva, los Estados Unidos pasarían
a encabezar la lista de países productores de petróleo. Sin embargo, con la
tecnología actual y a los precios actuales de mercado, no se produce petróleo
comercial a partir de dicha formación, y esta situación no es probable que
cambie a medio plazo.
También están los descubrimientos fantásticos. Algunos de ellos,
presentados como una nueva piedra filosofal, dan unas cifras que marean. Un
periódico norteamericano anunciaba en mayo de 2013 que se habían acabado los
problemas energéticos de la humanidad: estábamos sentados sobre una fuente
inagotable de gas natural situada en los hidratos de metano congelados en los
fondos marinos y en la tundra ártica, en los que “había desde el equivalente a
100 veces el consumo anual de energía actual de Estados Unidos a tres millones
de veces más”.
Como argumentaré en el capítulo 4, no importa que la posibilidad de
extraer gas natural a partir de los hidratos de metano sea la misma que la de
repostar combustible tomándolo del depósito de una nave marciana. La cifra
aturde, y el personal, más preocupado de llegar a fin de mes que de los
problemas energéticos, respira tranquilo.
La única forma de considerar que un nuevo descubrimiento contribuye a
retrasar el pico productivo sería en el caso de que el volumen de petróleo
nuevo que se descubriese superara anualmente el volumen que se extrae de los
yacimientos conocidos anualmente, lo que no sucede ni de lejos: en los últimos
años, la industria ha logrado encontrar en promedio un barril de petróleo nuevo
por cada cuatro o cinco consumidos.
La tasa máxima de descubrimientos, que coincidió con el período en que
se localizaron muchos campos gigantes, se produjo a nivel mundial en la década
de 1960. Desde entonces, la mayor parte del crecimiento de las reservas
proviene de los artificios contables y de la reclasificación de recursos
marginales. El aprovechamiento de recursos marginales se debe en buena medida a
las mejoras tecnológicas en la producción, pero sobre todo a que los precios
del petróleo han aumentado lo suficiente como para justificar las enormes
inversiones necesarias para extraer y procesar las arenas bituminosas, el
petróleo pesado o los petróleos de lutitas. El resultado es que, a medida que
se consumen las reservas de petróleo convencional, van siendo reemplazadas por
las reservas de petróleo o bitumen* que se extraen más lentamente, a un coste
mayor, con mayores riesgos ambientales y con la necesidad de una mayor
inversión de energía en el proceso de producción.
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Cuando una nueva fuente de
suministros petrolíferos entra en funcionamiento, primero debe reemplazar la
disminución productiva de los campos existentes antes de que pueda ayudar a
impulsar la producción global a un nivel superior. Para el mundo en su conjunto,
la tasa de disminución en la producción de los yacimientos petrolíferos
existentes oscila entre el 4 % y el 5 % al año. Así las cosas, para mantener
un ritmo constante de producción global, el mundo necesita encontrar cada tres
años tantas fuentes nuevas de petróleo que, en conjunto, sean tan productivas
como Arabia Saudí.
Durante los últimos siete años la industria mundial del petróleo ha sido
capaz de mantener un equilibrio aproximado entre disminuciones y aumentos, pero
hacerlo requiere un incremento sustancial de las tasas de perforación y de los
gastos de capital: cada vez hay que perforar más pozos, y cada vez resulta más
costoso (en términos energéticos y monetarios) extraer hidrocarburos y
convertirlos en combustibles listos para el consumo.
Los avances tecnológicos, los acontecimientos geopolíticos y la economía
dificultan también precisar el momento del pico petrolífero. La tecnología
puede hacer accesibles determinados yacimientos que antes no lo eran, como en
el caso del petróleo y del gas de lutitas que trataré más adelante (capítulo
5). Por otra parte, los acontecimientos políticos pueden poner rápidamente
fuera de juego la producción de petróleo de una zona determinada, como ocurrió
en la década de 1970 con el embargo petrolero árabe y como ocurre hoy con las
sanciones de Estados Unidos a las exportaciones de petróleo iraní.
La situación de la economía global afecta mucho a la demanda de
petróleo: si la economía crece, la demanda aumenta, lo que conduce a mayores
precios del petróleo. Los precios más altos estimulan los esfuerzos para
producir crudo que antes era poco rentable. Si la economía se tambalea, decaen
los precios y se contienen los esfuerzos para producir desde fuentes marginales
o no convencionales.
Por lo demás, los pronósticos sobre el pico de la producción de petróleo
varían, como no puede ser de otra forma en un mundo en que, por acuerdos
internacionales, las reservas probadas se mantienen en secreto y donde las
compañías petroleras, empeñadas en aumentar el precio de sus acciones, inflan
escandalosamente sus resultados. Como muestra, un botón. En 2012, el Servicio
Geológico del Departamento del Interior de Estados Unidos, tras analizar los
datos de 62 000 pozos, dio la primera señal de alarma acerca de la revolución
del gas no convencional: las petroleras habían inflado las posibilidades de
producción de gas de lutitas entre un 100 % y un 500 %, una
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previsión excesivamente optimista que
sirvió probablemente para favorecer a los especuladores de Wall Street. Volveré
sobre ello en el capítulo 6.
Breve crónica de una muerte anunciada
En cualquier caso, la acertada predicción de Hubbert no cayó en saco
roto y, pese a la divergencia en cuanto a las reservas disponibles, hoy está
perfectamente claro para quien quiera verlo que seguir quemando petróleo tiene
un fin, y que su ocaso significa también un cambio de paradigma.
Cuando comenzaba el nuevo milenio, una cosa parecía clara: el fin de la
era del petróleo no estaba muy lejos. No se trataba de que el petróleo se
agotara de un día para otro, sino del momento a partir del cual, por mucho que
avanzara la tecnología, por más pozos que se perforaran y por más yacimientos
que se explotaran, la producción mundial de petróleo no podría seguir la rueda
de la demanda porque entraría en declive o, en el mejor de los casos, se
estabilizaría por un tiempo para luego iniciar su definitivo descenso.
Se veía venir. Desde 1986, con la única excepción de 1991, año tras año
se había extraído más petróleo del que se descubría, y por cada barril de crudo
descubierto se consumían cuatro, lo que confirmaba que la era del petróleo
barato había terminado, una sentencia que proclamaron en 1998 el irlandés Colin
Campbell, geólogo retirado de British Petroleum, y el francés Jean Lahèrrere,
un ingeniero que trabajó durante 37 años como consultor de Total.
Campbell y Lahèrrere (1998) certificaron para el petróleo lo que en la
década de 1970 ya preocupaba a los miembros del Club de Roma, un grupo de
personalidades del mundo académico y político de diez países que, preocupadas
por la insostenibilidad de una civilización basada en recursos no renovables,
encargaron al Massachusetts Institute of Technology (MIT) un estudio sobre los
problemas que podían amenazar a la sociedad global en el futuro. Se trataba de
abordar las cuestiones que preocupan a todos los seres humanos con
independencia de su procedencia: pobreza en medio de la abundancia, degradación
del medioambiente, descrédito de las instituciones, urbanización descontrolada,
inseguridad en el empleo, alienación juvenil, rechazo de los valores
tradicionales, inflación y otras anomalías monetarias y económicas.
Un equipo del MIT, dirigido por el profesor Dennis Meadows, estudió los
cinco factores básicos que determinan, y en último término limitan, el
crecimiento en el planeta Tierra: población, producción agrícola, recursos
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naturales, producción industrial y
contaminación. Los resultados, publicados en el libro Los límites del
crecimiento, indicaban que, en un planeta finito, el crecimiento
exponencial de la población y del producto per cápita no es sostenible, ya que
existen límites al crecimiento impuestos por los recursos naturales no
renovables y la capacidad del ecosistema para absorber el impacto de las
actividades humanas.
Según el modelo del MIT, el límite del crecimiento ocurriría en las
primeras dos décadas del siglo XXL El estudio fue muy criticado, sobre todo por
los economistas, que consideraban que una mayor eficiencia propiciada por las
nuevas tecnologías, junto con el condimento de todas las salsas neoliberales,
la “mano invisible del mercado”, se harían cargo de los problemas, y la
humanidad, quemando todo lo que estuviese a su alcance, seguiría su camino
hacia un futuro cada vez más próspero.
Sin embargo, 40 años después de su primera edición, las revisiones de
las predicciones de Los límites del crecimiento han demostrado
que el estudio del MIT estaba esencialmente en lo correcto. Además, después de
la gran recesión de 2008, la economía global sigue en un estancamiento general
con altas tasas de desempleo, deudas gigantescas y altos precios de todas las
materias primas, lo que lleva a pensar que hemos llegado al principio del fin
del crecimiento tal como lo entendemos.
¿Cómo hemos llegado a esto? Desafiando las leyes de la física. No se
trata de un problema meramente económico, como se empeñan en sostener los
núcleos de poder. Aunque el precio del barril se pusiera a un millón de
dólares, la cuestión es física, termodinámica. Es una cuestión de rendimiento
energético: cada vez hay que gastar más y más unidades de energía para obtener
cada vez menos petróleo. Era un concepto del que empezó a hablarse cada vez
más: la tasa de retorno energético, que descendía cada vez más, y
que cuando alcanzase el valor de la unidad significaría el punto final. Volveré
sobre ello en el próximo capítulo.
Los problemas energéticos no comienzan el día que se cierra el último
pozo de petróleo. Lo hacen cuando la producción de petróleo no es capaz de
seguir el ritmo desenfrenado que nuestra economía requiere, es decir, cuando se
alcanza el peak oil, el pico o el cénit, el momento en que la
producción de petróleo deja de crecer y, tarde o temprano, comienza a decrecer.
Es una situación que no se puede revertir, porque para extraer petróleo, cada
vez más inaccesible y de peor calidad, se necesita gastar más energía, hasta
que llega
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el momento en que se gasta más
energía para extraer la materia prima que la que ella nos puede devolver
después.
Mientras tanto, ¿cuándo se alcanzará el pico o cénit del petróleo? Por
un lado se alinean los optimistas, que se fían de los datos del Servicio
Geológico de Estados Unidos, que había estimado las reservas planetarias de
crudo en tres billones de barriles y, en consecuencia, situaba el cénit en
2037. Otros, menos optimistas, rebajan las reservas en un billón y, por tanto,
sitúan el pico más cerca.
Duelo al sol
El Foro Económico Mundial de Davos y el Foro Social Mundial de Porto
Alegre actualizan, de cierta manera, la parábola evangélica del rico Epulón y
el pobre Lázaro. En Davos prevalecen lo económico, los bienes materiales y el
dinero. Hasta hace poco, allí se reunían los epulones del mundo para discutir
las monedas, intereses, mercados, inflación y principalmente ganancias. Eran
ciegos y sordos al clamor que subía de la Tierra, debido al destino trágico de
los pobres y de la devastación de la naturaleza.
En Porto Alegre, predominan lo social, los bienes no materiales y la
apuesta de que otro mundo es posible. Allí se reúnen los representantes de los
pobres lázaros del mundo entero. En su agenda están los bienes espirituales y
humanitarios, como la solidaridad, el respeto a la diversidad, la compasión,
los cuidados con la naturaleza, el rechazo a todo tipo de violencia y guerra,
el compromiso por la paz duradera, el ecumenismo entre las religiones y la
democracia social sin fin.
Davos y Porto Alegre muestran a la humanidad bajo la amenaza de una
bifurcación: de un lado, el tercio con acceso a todos los medios de vida,
soñando vivir hasta 130 años que es la edad de las células, y del otro, los dos
tercios que sobreviven como pueden, con los escasos recursos que a aquellos les
sobran, alcanzando, con suerte, los 60 años.
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Los párrafos anteriores son del
teólogo de la liberación Leonardo Boff, del que tomo prestado el nombre de
“epulones”, mientras que el de “lázaros” lo sustituiré por otro de mi propia
cosecha, picoflautas, que parafraseo de una simpática denominación
surgida a partir de los movimientos del 15-M español, y que aplico a los que
creen a pies juntillas que Hubbert tenía razón, entre los cuales me cuento.
Los picoflautas son un grupo heterogéneo e informal de geólogos,
petroleros jubilados, ecólogos, ecologistas y analistas energéticos
independientes que, salvo honrosas excepciones, cuentan con pocos fondos, están
dispersos y mal organizados, publican como pueden y en publicaciones que les
cuesta un gran esfuerzo difundir y casi no existían como entidad reconocible
hace una década. Ni que decir tiene que Internet es la herramienta fundamental
para la difusión de sus ideas; cualquiera que quiera comprobarlo no tiene más
que poner en el buscador algunos términos como oil peak, peak oil, oil
crash, pico del petróleo o similares. Marion King Hubbert sería elegido
sin dificultad el gurú iluminador de esta abigarrada tropa.
Sus adversarios, los epulones, son los mismos que niegan el cambio
climático global, y entre ellos se alinean los industriales del petróleo y gas,
los banqueros y especuladores financieros, los think tanks conservadores,
políticos de todos los colores (aunque los neoliberales predominan),
acompañados todos ellos por sus potentes gabinetes de relaciones públicas,
equipos académicos de prestigiosas universidades que reciben abundantes fondos
de la industria, y los medios de información más potentes (les guste o no a sus
editorialistas, los medios viven de la publicidad y a los epulones no les falta
dinero), así como algunos organismos oficiales supuestamente independientes,
como la Agencia de Información Energética del Gobierno estadounidense (US EIA)
y la Agencia Internacional de la Energía (AIE), el observatorio energético y
brazo propagandístico de la OCDE, dos organismos cuyas estadísticas y
pronósticos tienden invariablemente a apoyar los intereses de la industria.
Desde luego, ambos grupos tienen diferentes puntos de vista acerca del
mundo de la energía. Veamos qué ha pasado con las posturas mantenidas por unos
y otros cuando se contrastan con la realidad de los hechos. Olvidémonos del
acierto del pronóstico clásico de Hubbert y, dado que el grupo de picoflautas
no tiene ni tres lustros de antigüedad, remontémonos a 2003, cuando, casi
olvidados Campbell y Lahèrrere, afloraron encendidamente los debates sobre el
fin de la era del petróleo. Para ese año, los epulones decían
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que la producción mundial de petróleo
estaría aumentando, una tendencia que se prolongaría durante tres décadas para
satisfacer la creciente demanda, la cual, a su vez, crecía a tasas históricas
en torno al 3 % por año, más o menos la tasa a la que se estaba produciendo el
crecimiento económico medio entre los grandes consumidores de crudo.
Equilibrada la oferta y la demanda, los analistas epulones sostenían que los
precios del petróleo se mantendrían aproximadamente a su nivel en ese momento,
es decir, entre 20 y 25 dólares por barril. El mensaje al mundo estaba claro:
“Sigan quemando petróleo, amigos, que hay para todos”.
Los picoflautas no se tragaban la píldora. Como eran geólogos y
petroleros experimentados, su punto de vista, ajeno a la especulación, a los
mercados de futuros y de derivados y a todos esos productos que entusiasmaban a
sus rivales, se basaba en la evidencia geológica que surgía de los campos
petrolíferos de todo el mundo: se agotaban los campos gigantes de petróleo,
disminuían las tasas de descubrimiento de nuevos campos y, como cada vez había
que buscar el petróleo más lejos y a mayores profundidades, el aumento de los
costos de explotación repercutiría en un incremento de los precios. Para ellos
la cosa estaba clara: las tasas de producción mundial de petróleo pronto
llegarían a un máximo y luego comenzarían a disminuir, y los precios del
petróleo subirían.
Los picoflautas no decían que el petróleo iba a desaparecer de golpe y
porrazo; no, lo que decían era que el fin del petróleo barato y de la expansión
de las tasas de producción se acercaban. Añadían que, como históricamente las
subidas de los precios del petróleo habían tenido consecuencias económicas
graves, lo mejor que podían hacer las sociedades responsables era prepararse
para abandonar las ubres del petróleo tan pronto como fuera posible.
¿Qué sucedió en realidad? ¿Quién tenía razón? En 2005, las tasas de
extracción de petróleo crudo del mundo dejaron de crecer. Ese año, la tasa
media de la producción mundial fue de 73,8 Mbd; en 2012, esa tasa solo había
aumentado hasta 75 Mbd, un incremento relativamente insignificante de menos de
1,5 Mbd en siete años, es decir, un 0,3 % de tasa anual promedio de
crecimiento: la décima parte de lo que habían pronosticado los epulones. Punto
para los picoflautas.
Con las tasas de suministro de petróleo estancadas, los precios subieron
desde los 35 dólares por barril de promedio en 2003 hasta 110 dólares en 2012.
Durante esa década, el precio mundial del petróleo se disparó hasta su
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récord histórico de 150 dólares por
barril en el verano de 2008, cuando la economía mundial se desplomó. Así
comenzó la Gran Recesión, la peor desde la década de 1930. No es que el precio
del petróleo provocara la crisis por sí mismo, sino que fue una palanca más
para derribar el castillo de naipes de la economía mundial. Con su acertado
pronóstico, los picoflautas se vinieron arriba y, lo que era mejor para ellos,
ganaron credibilidad, y algunos epulones tuvieron motivos para reflexionar. El
pico del petróleo comenzó a ser la comidilla en los círculos que seguían las
cuestiones energéticas.
De ahí a rendirse había un trecho. Los epulones pronto adivinaron un
punto flaco en el discurso de sus rivales. Cuando aquellos picoflautas agoreros
hablaban de picos, incluían el petróleo y el gas natural, que también estaba
dando señales de alcanzar su cénit con los mismos síntomas que aquejaban al
petróleo: descenso en la producción e incremento de precios. Pero hete aquí que
el incremento de los precios del gas indujo a la industria a rebuscar en el
desván de los yacimientos olvidados, donde recuperaron una tecnología costosa,
el fracking*, que les permitiría extraer gas atrapado en unos
yacimientos colosales de unas rocas llamadas lutitas.
Estimuladas por las subvenciones federales, las reducciones fiscales,
los créditos a bajo interés y los precios altos del gas, decenas de pequeñas y
medianas empresas, cuyos ingresos decrecían conforme disminuían los recursos
convencionales y se incrementaban los costes en los estados petrolíferos
clásicos (Texas, Luisiana, Oklahoma, Arkansas y Pensilvania), se reunieron en
lo que aquí conocemos como uniones temporales de empresas. Acudieron a los
bancos, obtuvieron préstamos, compraron equipos y —como hicieron en España los
constructores— se pusieron manos a la obra para perforar unos gigantescos
depósitos de rocas, las lutitas, que durante millones de años habían servido de
sello a las trampas petrolíferas en las que areniscas* y calizas estaban
repletas de hidrocarburos. Con la nueva tecnología, las hasta entonces
despreciadas lntitas podían ser una fuente colosal de gas con algo de petróleo
asociado*. Los viejos estados petroleros, con sus pozos convencionales en
estado marginal, pronto se vieron perforados por decenas de miles de pozos
de fracking.
El resultado fue una explosión gigantesca de la producción de gas
natural, ahora rebautizado como gas natural no convencional. Allí
fue Troya. Como el suministro de gas estadounidense había florecido, los
gabinetes de comunicación de la industria se pusieron a redactar boletines
laudatorios, que luego repetían los bustos parlantes de los telediarios y se
trascribían más o
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menos literalmente en los medios de
comunicación, convenientemente engrasados por exuberantes campañas
publicitarias que presentaban el gas natural como la nueva piedra filosofal que
iba a revolucionar el mercado energético. Como no podía ser menos, los ecos
cruzaron el charco y llegaron a Europa.
El 27 de diciembre de 2010, El País fue el primer
diario español en levantar la liebre con el titular “Una revolución a todo
gas”, seguido de unas entradillas que hubiera suscrito la industria petrolera:
“Los nuevos hallazgos disparan las reservas y cambian las reglas del mercado”,
“La tecnología permite extraer energía de donde antes era imposible”. No dejaba
de ser curioso que por aquellas fechas una compañía española, Repsol, anduviera
enredando con los yacimientos de gas de lutitas de Vaca Muerta Argentina. Para
los epulones había un valor añadido: los picoflautas no habían acertado con su
pronóstico y ninguno de ellos había previsto lo que se avecinaba.
Con los suministros de gas creciendo, los precios del gas estadounidense
se desplomaron. En los años pre-fracking, entre 2001 y 2006, los precios
del gas se habían disparado desde dos dólares por millón de Btu en 1990 a más
de
12. Después de 2007, como el auge del fracking había
saturado los mercados del gas, los precios se desplomaron de nuevo hasta los
1,82 dólares en abril de 2012. El gas era de repente tan barato que a los
proveedores energéticos les resultaba económicamente rentable usarlo en lugar
del carbón para generar electricidad. Empezó el sueño de reconvertir el inmenso
parque automovilístico norteamericano de la gasolina* y el gasóleo* al gas.
Había tanto gas que, a pesar de que Estados Unidos seguía y sigue importando
gas, la industria comenzó a plantear las exportaciones (eso sí, mediante
costosísimas terminales para barcos metaneros que debían financiarse con dinero
público). Aquello era la Jauja del gas y los picoflautas ni se habían enterado.
Estaban definitivamente derrotados. Y por goleada, según creían.
Pero los recalcitrantes aguafiestas no arrojaron la toalla. No habían
pasado ni dos años desde el boom del gas natural no
convencional cuando comenzaron a aparecer estudios, análisis y publicaciones
que denunciaban el fraude del gas natural no convencional y la caída artificial
de sus precios, que no tardarían en remontar cuando el país se hubiera vuelto
adicto al gas. Pero esa es otra historia de la que me ocupo en otra parte de
este libro. Regreso ahora a lo que estaba sucediendo en relación con el pico del
petróleo.
En 2004 empezaron a concretarse algunos pronósticos que situaban el pico
a tiro de piedra. A finales de marzo, la consultora británica Douglas-
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Westwood situaba el cénit en 2016, y
a finales de abril un analista de la compañía estatal de petróleos iraní (NIOC)
sugería una fecha aún más temprana: entre 2007 y 2008. Otro análisis, publicado
en el boletín del mes de abril de la Association for the Study of Peak Oil
& Gas (ASPO*), indicaba que el pico de la producción se situaría en torno a
2010 (véase figura 5).
Si uno se fía de la AIE y de su economista jefe, Fatih Birol, la
producción de petróleo crudo ya había alcanzado su punto álgido en el año 2006.
En su informe mensual de mayo de 2007, cuando el consumo mundial era de 85,7
Mbd, la AIE alertaba sobre la posibilidad de que la oferta fuera insuficiente
en los siguientes meses y auguraba un mercado “sediento”, debido a la caída de
las reservas de productos de refino. De confirmarse que los 85,7 Mbd suponían
el cénit de la producción petrolífera, lo que vendría a continuación sería el
decrecimiento de la producción, entre un 3 % y un 5 % anual según el modelo
hubbertiano, pero con la inquietante sospecha de que podía ser mayor, como
mostraban los descensos anuales verificados en importantes campos ya en
declive.
Figura 5. Pronóstico de la ASPO sobre el cénit del petróleo y el gas.
Según los datos presentados por la AIE, las reservas de petróleo en los
países de la OCDE se habían reducido en 930 000 barriles diarios en el primer
trimestre. Y habían caído en una proporción similar en el trimestre anterior.
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Se trataba, según el informe, de
cifras “inusualmente elevadas”. En particular, este organismo se inquietaba por
los stocks de gasolina en Estados Unidos, que habían caído “al
nivel más bajo de los últimos 16 años en este período del año”. La caída había
impulsado al alza los precios hasta el máximo histórico que siguió al huracán
Katrina en septiembre de 2005.
En 2007, antes de la actual recesión, el crecimiento del PIB de los
países desarrollados rondaba el 3 % (España, 3,1 %; Alemania, 3,4 %), y el de
los emergentes era abrumador (China, 14,7 %), según los datos del Banco
Mundial. Teniendo en cuenta el consumo de 85 Mbd y suponiendo una media mundial
de crecimiento del 3 %, debería aumentarse el consumo anual en aproximadamente
un 2 %, lo que duplicaría la demanda (170 Mbd) en unos 35 años.
El informe de noviembre de ese mismo año, con el barril de petróleo a
100 dólares, no era más alentador: la AIE no se andaba por las ramas y alertaba
de los “riesgos” cada vez mayores de una “crisis de oferta” en el mercado
petrolero. Y en un plazo no precisamente lejano: antes de 2015, si no se
tomaban las medidas apropiadas, es decir, fuertes inversiones y moderación del
consumo.
La principal razón era el fenomenal aumento de la demanda en China e
India (que creció ese año un 9,8 %), los dos grandes protagonistas del
crecimiento económico mundial en los dos últimos años. La voracidad energética
de los dos gigantes asiáticos se une así a los factores tradicionales que
ejercen presión sobre el mercado: las tensiones en Oriente Medio, la
especulación en torno al mercado del crudo, la debilidad del dólar e incluso
desastres naturales como el Katrina.
Frente a un escenario donde la oferta y la demanda iban más o menos de
la mano, la AIE advertía de la posibilidad de que la demanda aumentara en China
e India más rápidamente de lo previsto. En ese caso, la producción mundial
requeriría un aumento de 36 Mbd hasta 2015, una cantidad superior a las
estimaciones de 25 Mbd adicionales que habían anunciado los países productores
de crudo para ese año. Con ese ritmo de demanda, el informe era claro: el
futuro energético era “insostenible”. Las necesidades mundiales de energía
serían en 2030 un 50 % mayor que las actuales (los dos gigantes asiáticos
suponían casi la mitad de ese incremento), pero la oferta parecía incapaz de
crecer a esa velocidad, según las proyecciones de la AIE.
Sin mencionar la palabra maldita (peak), el director ejecutivo de
la AIE, Nobuo Tanaka, lo dejaba claro en el informe:
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La producción crecerá durante los
próximos cinco años, pero no se puede asegurar que ese incremento compense el
progresivo agotamiento de los yacimientos existentes ni el auge de la demanda.
No se puede descartar una crisis de suministro de aquí a 2015, acompañada de
una abrupta escalada de los precios del petróleo.
Match Point
En 2008, según los datos de la US EIA del año siguiente, la producción
estadounidense de crudo estaba al nivel más bajo desde 1946, con 5 Mbd de
media. El 26 de mayo de 2008, cuando el petróleo estaba a 135 dólares el
barril, la AIE encargó una investigación sobre la posibilidad de que el mundo
comenzara a no tener suficiente petróleo en cuatro años, cuando la producción
mundial estimada alcanzara unos 95 Mbd. No fue necesario llegar a 2012 ni a los
95 Mbd. Ya en 2010, con una producción inferior a los 85 Mbd, la demanda había
superado a la oferta en unos 5 Mbd. El mundo comenzaba a vivir de las reservas.
La cartilla de ahorros se iba vaciando poco a poco porque las salidas superaban
a los ingresos.
Con el alambicado lenguaje propio del caso y la sutileza de un
comunicado diplomático, en su informe anual fechado en noviembre de ese año, la
cautelosa y siempre hiperbólica AIE dio un paso adelante que representaba un
cambio en el paradigma que había mantenido hasta entonces: reconocía que el
petróleo crudo había llegado probablemente a su cénit productivo en 2006 (véase
figura 6). Aunque era demasiado pronto para que la AIE se tragara el sapo y
asumiera que la producción petrolífera iba a declinar en los años siguientes,
reconocía que los pozos productivos en aquel momento declinarían a toda
velocidad durante los siguientes 25 años, en los que se pasaría de una
producción media anual en 2010 de 70 Mbd a menos de 20 Mbd en 2035 (un desplome
en torno al 5 % anual), pero que tal declive se compensaría gracias al petróleo
que se extraería de los pozos todavía no productivos pero en desarrollo, y de
los yacimientos aún por descubrir.
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Figura 6. Producción mundial de diferentes tipos de petróleo en el escenario
New Policies (AIE, 2010).
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Si, como decía un historiador del siglo XIX, James Froude, la historia
es como una imprenta infantil en la que uno puede elegir las letras que quiere
y ordenarlas en la forma que desee para que digan lo que a él le apetece, la
AIE hace tres cuartos de lo mismo. Que los yacimientos por descubrir eran una
entelequia lo demostraba el mismo informe, que, como por arte de magia, no solo
sabía el volumen total sino que lo adjudicaba en porcentajes a diferentes
países, con Arabia Saudí a la cabeza, que incrementaría su producción en un
50 %, algo inverosímil si se tiene en cuenta que, como escribía más arriba, el
petróleo saudí ya había alcanzado su cénit y estaba sumido en un declive
imparable a un ritmo de varios cientos de miles de barriles por día, lo que había
limitado el petróleo disponible para exportación en un 38 % desde 2005.
Sumando los pozos por desarrollar y las entelequias de los yacimientos
por descubrir, la AIE cuadraba el imaginativo círculo de sus deseos: conseguía
el milagro de mantener la producción de petróleo crudo estable. Ahora tocaba
sumar, porque si la demanda crecía, no era suficiente con mantener la
producción: había que aumentarla. Para hacerlo, los analistas sacaron dos
nuevos conejos de la chistera. Por un lado, en un claro ejemplo de “mezclar
peras y manzanas”, sumaron los líquidos procedentes del gas natural (un
artificio contable que, como las ganancias de las refinerías, la AIE se inventó
en 2005 a modo de comodín para sus exageradas cuentas) y, por otro, añadieron
el petróleo no convencional, con lo que el totum revolutum de
la producción de petróleo llegaba incluso a subir ligeramente entre 2010 y
2035. Asunto arreglado. ¡Amigos, a seguir quemando!
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Figura 7. Pronóstico de la
producción de petróleo entre 2011 y 2035 (EIA New Policies Scenarío,
AIE, 2012).
Mediante este artificio, los 85 Mbd de petróleo de 2010 se convertían en
96 Mbd en 2035. La operación de enmascaramiento de la situación se volvía a
repetir en el último pronóstico para la producción de líquidos derivados del
petróleo de la AIE (figura 7), donde se pronostica un declive de casi dos
tercios en la producción de todos los pozos respecto a 2011. Esa proyección
dice que la producción total de petróleo crudo decrecerá suavemente durante
todo ese período hasta 2035, incluso con el desarrollo de una nueva capacidad
de producción de 39,4 Mbd procedente de yacimientos descubiertos y por
descubrir (lo que significa una nueva producción equivalente a cuatro nuevas
Arabias Saudíes). El resto del incremento del 18,7 % en el suministro mundial
de líquidos procedentes del petróleo pronosticado en esa previsión hasta
alcanzar los 104,2 Mbd en 2035 procederá de líquidos del gas natural, petróleo
no convencional, biocombustibles y ganancias de las refinerías.
Es una tarea difícil, pues la AIE dice que solo se podrá conseguir
gastando 8,9 billones de dólares en exploraciones y desarrollar la producción
de campo, a lo que habría que añadir 1,1 billones adicionales en trasporte y
refinerías. Los gastos calculados para 2012 de 614 000 millones de dólares
como desembolso para sacar petróleo y gas representan un gasto cinco veces
superior a los de 2000 (en dólares nominales, pues si se ajustan a la inflación
son entre 2 y 2,5 veces superiores). Que la AIE piense que esos costes no
aumentarán más en los siguientes 23 años, como pronostica en sus presupuestados
10 billones (8,9 + 1,1), quizá sea el tercer misterio de Fátima, pero nada más.
La fiabilidad de esos cálculos era la misma que podía atribuirse a los
pronósticos anteriores. Una vez más, la AIE revisaba a la baja sus propias
previsiones de crecimiento de producción: lejos quedaban los 120 Mbd para 2030
que había predicho en 2007, y los 103 Mbd para el mismo horizonte temporal que
había pronosticado en 2009, un sueño inalcanzable sobre el que los analistas de
la agencia, que los habían proclamado a bombo y platillo, cubrieron un tupido
velo.
Esa baja de la producción, acompañada por oscilaciones de los precios,
había empezado mucho antes. Los primeros avisos de la fragilidad de un sistema
muy dependiente de los combustibles fósiles llegaron con las crisis
petrolíferas geopolíticas de 1973 y 1979, que provocaron un importante
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aumento del precio del crudo y fueron
el detonante para que la industria del motor realizara una mejora en la
eficiencia de los motores y se produjera una disminución de la demanda. Esas
medidas, aunadas al descubrimiento y puesta en producción de los últimos campos
petroleros gigantes (Alaska y mar del Norte), produjeron una notable reducción
del precio del petróleo: el cénit de descubrimientos ocurrió en la década de
1960 y desde entonces los descubrimientos han sido cada vez menores (véase
figura 8). Durante las siguientes dos décadas, el crudo se cotizó entre 10 y 22
dólares por barril, lo que favoreció la globalización y el olvido de la lección
de los años setenta. Volvió la fiesta del consumo.
Sin embargo, a partir de 2002 el precio del crudo empezó a crecer
nuevamente de manera sostenida. El fenómeno lo habían pronosticado Campbell y
Lahèrrere en el mencionado artículo de 1998. Partiendo de un análisis profundo
de los descubrimientos y la producción de petróleo en el mundo, ambos
reivindicaban el trabajo de Hubbert, y predecían que durante la siguiente
década la producción mundial de petróleo no iba a poder satisfacer la demanda,
lo que generaría un alza de los precios. Tenían razón: la producción global de
petróleo, que desde la década de 1960 había aumentado a un ritmo anual del
2.1 %, comenzó a estancarse en 2005, lo que hizo que el precio del barril casi
se triplicara en menos de tres años.
Figura 8. Volumen y número de los campos petrolíferos gigantes descubiertos en
cada década desde 1850.
Los especuladores aprovecharon lo que ya era un secreto imposible de
guardar: los yacimientos gigantes de la mayoría de los países productores
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empezaron a declinar entre finales de
la década de 1990 y el año 2004, y los nuevos yacimientos que entraron en
producción en unos pocos países eran cada vez más pequeños. Los campos gigantes
y supergigantes convencionales de petróleo, capaces de producir más de 100 Mbd,
son los que se descubren primero y se explotan antes en el ciclo de
exploración. Aunque hay aproximadamente 70 000 campos de petróleo activos en el
mundo, el 60 % de la producción procede de 374 campos, y el 20 % de tan solo 10
(además, uno de ellos, Ghawar, en Arabia Saudí, produce él solito un 7 %).
En noviembre de 2007, cuando apareció el informe de la AIE, algunas
variedades de crudo habían alcanzado los 100 dólares por barril y el petróleo
de referencia en Europa, el Brent del mar del Norte, había pasado de 60 dólares
por barril a más de 95 en lo que iba de año. Pero la lectura entre líneas era
todavía más preocupante: la escalada en la cotización no estaba reduciendo la
demanda de energía. La AIE solicitó una “inmediata” reacción de los gobiernos.
Para evitar la crisis, este organismo insistía en la necesidad de
generar un modelo más sostenible con retención de la demanda, más peso de las
energías renovables y una mejora en la eficiencia energética para reducir las
emisiones. Ni lo uno ni lo otro. La demanda seguía en aumento y las llamadas
internacionales contra el cambio climático se topaban con la dura realidad del
imparable aumento del consumo, según el informe de la AIE que cerró el pasado
año.
En la actualidad, de los 42 países que producen el 98 % del petróleo a
nivel mundial, 30 han rebasado su pico y están en declive. En 2017 el carbón
rivalizará e incluso puede que supere al petróleo como principal fuente de
energía en el mundo, alentado por la demanda de China e India principalmente.
La directora ejecutiva de la AIE, Maria van der Hoeven, justificaba la
previsión en “la abundancia de suministro y la insaciable demanda de energía de
los mercados emergentes”, lo que hará que el carbón cubra “casi la mitad del
aumento de la demanda de energía en la primera década del siglo XXI”. En cinco
años. China consumirá más carbón que el resto del mundo junto. Malas, muy malas
noticias para el clima del planeta.
La demanda también crece en Europa. España es un ejemplo. El carbón se
usa cada vez más, y en los once primeros meses de 2012 supuso el 19,6 % de la
generación eléctrica, solo por detrás de la nuclear (22,3 %). Dos años antes,
en 2010, el carbón solamente había cubierto el 8 % de la demanda eléctrica.
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El aumento del consumo de carbón
amortiguó en algunas décimas el declive del petróleo, pero quien piense que el
carbón y la energía nuclear es la solución energética del futuro, o mucho
cambian las cosas o se equivoca. En el caso de la energía nuclear, la unica
opción disponible son las centrales de fisión. A la espera de la ansiada
fisión, que es como esperar al Juicio Final, las centrales convencionales de
fisión consumen uranio, del que hay para 100 anos con el consumo actual. En la
actualidad, la energía nuclear proporciona el 6,5 % de la energía primaria
mundial, pero si tuviera que reemplazar al petróleo y al gas, el uranio se
agotaría en menos de 11 años. La energía nuclear no soluciona ningún problema
energético a medio plazo y un grave problema de residuos durante miles de años.
Otro tanto pasa con el carbón. Al ritmo actual de consumo, se calcula
que existen reservas seguras para 147 años. Como al carbón le corresponde el
25,1 % del consumo actual, si con esas supuestas reservas se tuviese que
cubrir el 80,3 % (al faltar el petróleo y el gas), su duración sería de menos
de 46 años, suponiendo que, contra toda evidencia, no se incrementara el
consumo energético, y sin contar con que tanto el carbón como el uranio están
sujetos a un pico de producción similar al del petróleo, con la consiguiente
bajada de su rendimiento energético y subida de su precio, que está siendo
meteorica en el caso del uranio. Todo ello dejando de lado los gravísimos
problemas ambientales que se derivarían del uso masivo de uranio o carbón.
La guerra de los mundos
El consumo mundial de petróleo asciende hoy a 32 000 Mba, mientras que
en 1965 era de 11 000 Mba, lo que quiere decir que su consumo casi se ha
triplicado desde que Aleksei Leonov fuera el primer hombre en dar una vuelta
por el espacio. En este período, la producción creció un 163 %, y un 1,3 %
entre 2010 y 2011. El consumo se incrementó un 189 % en este período, y un
0,7 % entre 2010 y 2011. En consumo acumulado desde que el primer pozo fuese
perforado a finales de la década de 1850, el 90 % de todo el petróleo se ha
quemado a partir de 1960, y la mitad desde 1988. El consumo se ha acelerado muy
rápidamente en el mundo en desarrollo, particularmente en Asia-Pacífico,
Oriente Medio y África (figura 9). Aunque estas dos últimas regiones son
grandes exportadoras de petróleo, el rápido crecimiento de su propia demanda
pondrá pronto límites a su capacidad de incrementar las exportaciones.
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Figura 9. Producción y consumos mundiales de petróleo por región petrolífera,
1965-2011.
Como decía anteriormente, hay cada vez menos petróleo disponible, y el
que hay está desigualmente repartido. Si se compara la variación en la
producción con el incremento de la población previsto por la ONU, aparecen
fuertes declives de consumo per cápita. De hecho, el máximo de consumo per
cápita se alcanzó en 1979, antes de que se produjera a continuación un descenso
brusco relacionado con el cierre del estrecho de Ormuz, cuando los iraníes
derrocaron al sha y este huyó del país el 16 de enero de 1979, dejando el poder
a los ayatolás de Jomeini.
A raíz de ello se produjo una recesión mundial y el consumo de crudo
disminuyó durante varios años hasta bien entrada la década de 1980. A pesar del
aumento de producción posterior, como la población ha seguido aumentando, no se
ha vuelto a alcanzar un consumo per cápita tan alto como en 1979 (figura 10).
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Figura 10. Barriles per cápita consumidos y previstos para el conjunto de la
población mundial desde la Segunda Guerra Mundial hasta 2050.
Si se considera al petróleo desde el punto de vista del consumo per
cápita a escala mundial, las desigualdades en el consumo aparecen más acusadas
que cuando se contempla el consumo en su conjunto (véase la figura 3). Con la
excepción de Arabia Saudí, el consumo de petróleo por cabeza es mucho mayor en
los países desarrollados que en los países en desarrollo. Los estadounidenses
consumen 22 barriles por persona y año, cinco veces más de lo que consume la
media mundial y nueve más que China. Esta, empero, encabeza ahora las compras
mundiales de coches y se ha convertido en el tercer mayor importador de
petróleo. En 1992 China era exportadora neta de petróleo. Desde entonces, su
consumo se ha multiplicado por cuatro, y en 2011 tuvo que importar el 60 % del
petróleo que consumió. Ese año China importó 6 Mbd, un 7,2 % de la producción
mundial total, y entró en competencia con Estados Unidos, Japón y la UE. El
consumo chino de petróleo ha igualado sus tasas de crecimiento anual: 5-10 %.
La UE consume menos de la mitad que Estados Unidos, pero el doble de la
media mundial. Dos tercios de la población mundial consumen menos de un quinto
de lo que consumen per cápita los estadounidenses, y en muchos casos bastante
menos. Como los países en desarrollo aspiran a incrementar su consumo, las
tensiones y los conflictos surgirán, por mucho que se empeñen los países en
reducir el suyo.
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El escenario para el inicio de
conflictos internacionales por el suministro de petróleo está servido.
Consideremos en primer lugar el asunto de las exportaciones netas. El comercio
de petróleo es integrado y global. Enormes cantidades de petróleo se envían en
barcos cisterna de continente a continente o fluyen de un país a otro o de una
región a otra a través de oleoductos. Muchos países (como España o Japón) no
producen petróleo y tienen que importar todo lo que utilizan, mientras que
otros (como Arabia Saudí) son importantes exportadores.
A medida que el precio del petróleo sube, los ingresos a los países
exportadores de petróleo crecen y su expansión económica doméstica trae más
demanda interna de petróleo. Por tanto, los países exportadores terminan usando
más de su propio petróleo y pasan a exportar menos, incluso si la producción se
mantiene constante año tras año. De hecho, la demanda de petróleo en Arabia
Saudí está creciendo más rápido que en casi todos los demás países.
Desde 2005, la producción mundial de petróleo crudo se ha mantenido
prácticamente plana y la cantidad de petróleo exportada ha disminuido en un 5
%. La competencia por las exportaciones disponibles, convenientemente espoleada
por los especuladores de los mercados de futuros, ha hecho aumentar los precios
del petróleo. Como naciones industrializadas como China son capaces de pagar un
precio más alto, superan en los mercados la oferta de los países
industrializados más antiguos, como Estados Unidos y los países europeos: China
importa cada vez más, mientras que las importaciones de Estados Unidos
disminuyen.
Si esta tendencia hacia la disminución de las exportaciones de petróleo
continúa, y nada hace pensar lo contrario, la cantidad de petróleo disponible
en el mercado mundial de exportaciones se reducirá rápidamente en la próxima
década. El geólogo del petróleo Jeffrey Brown calcula que, si las tendencias
actuales persisten, Estados Unidos y la UE podrían quedar excluidos del mercado
de exportación mundial de petróleo en 2025.
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Figura 11. Exportaciones e importaciones totales y netas por regiones en 2011.
Como muestra la figura 11, la dependencia de los países industrializados
del petróleo proveniente de regiones desestabilizadas es extraordinaria. Las
importaciones petrolíferas de las economías industrializadas de Europa, Estados
Unidos, Japón y Australia/Nueva Zelanda, junto con las economías en desarrollo
como China, India y las emergentes asiáticas, son muy dependientes de Oriente
Medio, la antigua Unión Soviética y África Occidental, tres regiones muy
inestables.
Los conflictos geopolíticos y las recesiones económicas globales que
podrían producirse con las expectativas del incremento del consumo y el
descenso de los recursos resultan obvios y no serían ninguna novedad en la
historia de la civilización, como ha venido a recordarnos Robert D. Kaplan
en La venganza de la geografía. Diez de las once recesiones
experimentadas desde la Segunda Guerra Mundial están relacionadas
con la acusada volatilidad de los precios del petróleo, los cuales responden
actualmente no tanto a las leyes de oferta y demanda del mercado tradicional,
sino a la especulación financiera de los mercados de futuros.
Europa y Estados Unidos consumen el 49 % de las importaciones netas y,
por tanto, son muy vulnerables a las interrupciones en el suministro de
petróleo y la crisis de los precios. Junto con Japón y Singapur, los países
desarrollados consumen el 63 % de las importaciones netas globales. El
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mundo en desarrollo consume solo el
37 %, pero este porcentaje ha crecido rápidamente. El creciente consumo de
petróleo en China e India está presionando rápidamente sobre la disponibilidad
y el precio de otros grandes importadores de petróleo. China está asumiendo, en
particular, un papel agresivo para asegurarse el suministro de petróleo
mediante inversiones en Angola, Venezuela, Canadá y otros países productores.
Si se tiene en cuenta que la mitad de los 38,3 Mbd de las exportaciones
netas globales en 2011 proceden de Oriente Medio y un 12 % de África
Occidental, regiones que son puntos políticos calientes, en particular Irán,
Irak y Nigeria y, en menor medida, otros países de Oriente Medio y del norte de
África afectados por la primavera árabe, la interrupción de la producción en
cualquiera de ellos, especialmente en un importante productor de petróleo como
Irán, mediante la guerra o las sanciones, podrían eliminar fácilmente toda la
capacidad excedente del sistema. La interrupción de los canales de navegación,
como el estrecho de Ormuz o el estrecho de Malaca, a través de los cuales
transita diariamente el 19 y el 17 %, respectivamente, del petróleo mundial,
precipitaría una crisis de suministro si dura el tiempo suficiente para
consumir las reservas almacenadas mundiales de crudo (Marzo, 2012).
La historia muestra que las interrupciones temporales de suministro no
son una mera hipótesis sino una cruda realidad. Como decía, desde 1970, el
mundo ha experimentado 18 interrupciones de una magnitud igual o superior a los
0,5 Mbd. Todas ellas, salvo tres, estuvieron relacionadas con acontecimientos
en países de Oriente Próximo y norte de África, con la particularidad de que
cinco de las principales crisis —la guerra árabe-israelí de 1973, la revolución
iraní de 1978-1979, la guerra entre Irán e Irak de 1980-1988, la guerra del
Golfo de 1990-1991 y la guerra de Irak en 1993— provocaron cortes de suministro
de entre 2,5 y 5,6 Mbd, que se vieron acompañados de bruscos e importantes
repuntes en el precio del barril (Marzo, 2012).
El ejemplo de Irán es paradigmático. La industria petrolera iraní, que
supone el 80 % de las exportaciones del país y más de la mitad de sus
ingresos, está en declive desde la revolución de los ayatolás en 1979 y la
guerra con Irak (1980-1988). La inestabilidad política del país había comenzado
mucho antes y para recordarlo me remito a una obra que se sitúa en la frontera
entre el periodismo y la literatura, El sha o la desmesura del poder (Anagrama,
1982), de Ryszard Kapuscinski, una excelente aproximación para
entender lo acaecido en Irán entre el derrocamiento de
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Mossadegh en 1953 y la revolución de
1979. El libro es el producto final de la unión de una serie de reportajes,
cada uno de ellos magistral en su forma de presentar los acontecimientos
mediante una reflexión lúcida, colorida y penetrante sobre los mecanismos de la
historia y del poder, que el periodista polaco realizó durante los
acontecimientos que sucedieron al derrocamiento de Reza Pahlevi y dieron
entrada al régimen islámico de los ayatolás.
Irán, 1980: los revolucionarios han tomado el poder. En un hotel
desierto de Teherán, a partir de notas, cintas magnetofónicas, fotos y otros
materiales que ha acumulado desde que está en Irán, Kapuscinski intenta
comprender la causa de la caída del sha, un monarca manejado por los intereses
de las petroleras occidentales, cuyo lujoso estilo de vida llenaba en la década
de 1970 las portadas de las revistas del corazón. Kapuscinski recompone el
rompecabezas y, escudriñando como un anatomista en el interior de la revolución
recién llegada al poder, nos desvela las fuerzas que sostenían el poder del
sátrapa y las que lo minaban. En una luminosa síntesis nos ofrece un retrato,
de características únicas, del estado psicológico de un país en medio de la
revolución.
Todo había comenzado al inicio de la década de 1950, cuando el
presidente Eisenhower tomó una decisión que cambió la política internacional
para siempre. Irán estaba cargado de petróleo y, lo que era aún más importante,
era una pieza crucial en el tablero de la Guerra Fría. Sus vecinos más próximos
eran la URSS, Turquía, Irak, Arabia Saudi, Afganistán y Paquistán. Además,
quien controlara Irán controlaría el golfo Pérsico y desde allí podría atacar
fácilmente Israel, Líbano, Jordania y Siria con misiles, la tecnología bélica
favorita de la época. En las elecciones democráticas de 1951, los iraníes
eligieron como primer ministro a Mohammed Mossadegh, un parlamentario destacado
de izquierdas que puso a las petroleras británicas y norteamericanas entre la
espada y la pared: o compartían los beneficios del crudo con el pueblo iraní o
tendrían que enfrentarse a la expropiación. Cumplió su promesa. Ante la
avarienta negativa de las petroleras, acostumbradas a una rapiña despiadada de
los recursos persas, nacionalizó los activos petrolíferos de Irán, y con ello
provocó la ira de los gobiernos británico y norteamericano.
Después de que Mossadegh nacionalizara el petróleo, Allen Dulles,
director de la CIA, pidió que se tomaran medidas drásticas. Sin embargo, debido
a la proximidad de los soviéticos, el presidente Eisenhower prohibió que se
produjera una invasión militar por miedo a que se desatara una guerra
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nuclear. En cambio, un agente de la
CIA llamado Kermit Roosevelt, nieto del presidente Theodore Roosevelt, fue
enviado a Irán con varios millones de dólares. Los movimientos de Kermit puede
usted imaginarlos si recuerda o vuelve a ver la película Syriana,
con George Clooney, basada en sendos libros sobre sus propias andanzas escritos
por el exagente de la CIA Robert Baer. Kermit Roosevelt contrató matones para
que amenazaran, asesinaran y provocaran alborotos. Ayudados por la policía,
cuyos agentes sin uniforme organizaban violentas manifestaciones para crear la
impresión de que Mossadegh era tan impopular como inepto, consiguieron que el
país quedase al borde del estallido, dividido entre el pueblo, partidario de
Mossadegh, y la oligarquía, apoyada por la CIA, el M-16, el sha y el ejército.
En agosto de 1953 el sha firmó dos decretos, uno destituyendo a
Mossadegh y otro nombrando al coronel Zahedi primer ministro. Mossadegh no se
arredró y detuvo al militar que le había llevado el decreto. Las calles se
llenaron de multitudes que protestaban por la decisión del sha. Zahedi se
ocultó. Como luego haría Mubarack al ser depuesto en Egipto, el sha, junto con
su esposa Soraya, huyó a Roma en avión. Dulles se desplazó hasta allí para
coordinar con el soberano huido la acción conjunta que había de destituir a
Mossadegh. En la madrugada del 19 de agosto, el ejército salió de sus cuarteles
y se dio orden a la policía de lanzar a la calle a todos los efectivos que
fueran capaces de conseguir. Por la tarde Zahedi salió de su escondrijo.
Mossadegh fue derrocado, metido en prisión durante un tiempo, y pasó el resto
de su vida bajo arresto domiciliario. Su prestigio internacional impidió que
fuera asesinado. Los dirigentes del partido Tudev y decenas de sus militantes
fueron torturados y ahorcados.
Reforzado por la CIA y apoyado por Occidente, Reza Pahlevi regresó del
exilio en el que apenas había estado unas semanas para ser definitivamente
coronado como Shahan-Sha (“Rey de reyes”) en una ceremonia que
fue la apoteosis del papel couché. Irán trabajó desde entonces a
favor de los intereses de las compañías petroleras occidentales. Por esta
razón, desafiando a los estados árabes, aumentó su producción de petróleo
durante el embargo de 1973 a 1974, pero desde entonces experimentó grandes
protestas.
Las huelgas se extendieron al sector petrolero durante el verano de
1978. El 8 de septiembre de ese año tuvo lugar el Viernes Negro en Teherán: se
produjeron revueltas en contra del sha (a pesar de que se había declarado la
ley marcial) que fueron duramente reprimidas por el ejército. En noviembre, 37
000 trabajadores de las refinerías iraníes se declararon en huelga como
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culminación de las huelgas que habían
provocado que la producción de petróleo iraní cayera en 4,8 Mbd (7 % de la
producción mundial en ese momento) entre octubre de 1978 y enero de 1979,
pasando de 6 Mbd a 1,5 (Time, 1978) y numerosos trabajadores extranjeros
abandonaron el país. Finalmente, el sha huyó de Irán el 16 de enero de 1979.
Tomaron el poder los ayatolás de Jomeini. El sector petrolero nunca recuperó su
vigor anterior.
Aunque durante los períodos del moderado Mohamed Jatamí (1997-2005) el
sector recuperó algo de ímpetu, el alza fue fugaz. Y tras la imposición de
sanciones en el verano de 2010, la situación fue a peor, hasta el punto de que
Irán tuvo que importar gasolina para consumo propio, a pesar de las nueve
refinerías con las que cuenta y de estar entre los cuatro países del mundo con
mayores reservas probadas tanto de petróleo como de gas.
El 50 % de todas las reservas se hallan en seis grandes yacimientos
ubicados al oeste del país, desde la frontera con Irak hasta la costa del mar
Rojo. El sector está en manos del Gobierno y no está permitida la inversión
extranjera directa, aunque sí la asociación entre el Estado y empresas foráneas
para proyectos concretos. Buena parte de la industria está en manos de la
Guardia revolucionaria Islámica (los pasdaran), el cuerpo de élite
del ejército iraní.
Irán es el tercer exportador mundial de crudo, tras Arabia Saudí y
Rusia. La venta de cerca de 2,2 Mbd supuso en 2010 unos beneficios netos de
73 000 millones de dólares, lo que equivale prácticamente a la mitad de los
ingresos del Gobierno de Teherán. Según datos de la US EIA, de enero a junio de
2011 el principal cliente de Irán fue China (22 % del total de sus
exportaciones), seguido por la UE (18 %), Japón (14 %), India (13 %), Corea del
Sur (10 %) y Turquía (7 %), entre otros. Según la misma fuente, del 18 %
exportado a la UE, el principal destinatario fue Italia (7 % del total),
seguido por España (6 %), Francia (2 %), Grecia (1 %), Alemania (1 %) y Holanda
(1 %). Dentro de la UE, el grado de dependencia de las importaciones de crudo
iraní está encabezado por Grecia (14 %), seguida por Italia y España (13 %) y,
a mucha más distancia, por Francia (4 %), Alemania (1 %), Reino Unido (1 %)
y Holanda (1 %).
Hasta la revolución de los ayatolás, Irán producía más de 6 Mbd y desde
entonces nunca ha superado los 4 millones. La alianza forjada con la Venezuela
de Chávez desde hace más de una década en el seno de la OPEP permitió durante
mucho tiempo a Teherán mantener a raya la producción petrolera del cartel para
forzar al alza los precios del crudo y mantener los
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ingresos por ventas petroleras a
pesar de la caída de extracción. Sin embargo, la disciplina del grupo se rompió
a mediados de 2011, cuando Irán no pudo impedir que Arabia Saudí, Kuwait y
Emiratos Árabes Unidos subieran la producción, a petición de Occidente, para
contener la escalada de precios.
Ante la presión de Estados Unidos y Europa y las diferencias con sus
socios de la OPEP, Teherán centró sus esfuerzos en aumentar las ventas a las
grandes economías asiáticas. China, Japón, India y Corea del Sur son hoy los
mayores importadores de crudo iraní, pero todo apunta a que estos países
buscarán otros proveedores ante el aumento de la presión estadounidense para
que dejen de comprar a Teherán. En 2012, la asfixia financiera y comercial
impuesta por Washington había hecho a Teherán las ventas de crudo casi
inviables.
Durante 2011 a Irán le fue prácticamente imposible cobrar sus ventas.
Primero, el banco central indio dejó de transferir los pagos, y más tarde se
interrumpieron las operaciones con entidades de Turquía y Emiratos Árabes
Unidos. Algunos compradores pagaron sus facturas a través del banco
Gazprombank, filial del gigante energético ruso. Moscú es, en principio, el
último aliado casi incondicional que le queda al Gobierno del presidente Mahmud
Ahmadineyad.
Ante la imposibilidad cada vez mayor para el régimen de Teherán de
burlar las sanciones para sacar partido a sus recursos petroleros, el régimen
de Teherán ha impulsado la idea de que está dispuesto a bloquear el estrecho de
Ormuz como respuesta a la presión de Occidente. Por el paso marítimo, que en su
parte más estrecha apenas ronda los 37 kilómetros, se trasportan 17 Mbd, el
35 % de todo el crudo que se trasporta por mar y el 20 % de todo el que se
comercializa en el mundo. Esto sin contar los envíos de gas natural licuado*.
Unos 70 millones de toneladas de este producto pasaron entre enero y octubre de
2011 por Ormuz.
El cierre del estrecho de Ormuz haría necesario el uso de rutas
alternativas. Una de ellas es un oleoducto, con una capacidad de 4,8 Mbd, que
atraviesa de este a oeste Arabia Saudí hasta Yanbu, en la ribera del mar Rojo.
Otro oleoducto, con una capacidad de 1,5 Mbd y que será inaugurado en breve,
discurre por Abu Dhabi hasta el puerto de Fujairah, al sur del estrecho de
Ormuz. En cualquier caso, la utilización de estas rutas no compensaría en su
totalidad la interrupción del flujo petrolero a través de Ormuz.
Las monarquías del Golfo han dedicado grandes esfuerzos a construir
rutas alternativas como las mencionadas con el propósito de minar la posición
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estratégica de Irán en Ormuz. A fin
de cuentas, ellas son las primeras interesadas en evitar la emergencia de Irán
como una potencia atómica. Entre otras razones, por la influencia que ello
podría suponer sobre la población del Golfo, chií en su mayoría. Irán, Irak,
Kuwait, Omán, Qatar, Arabia Saudí y la Unión de Emiratos Arabes albergan en
conjunto a cerca de 81 millones de chiíes, que representan el 61 % de la
población del Golfo. Pero además, los chiíes forman el 62 % de la población de
Irán, Irak, Kuwait, Arabia Saudí y la Unión de Emiratos Arabes, cinco Estados
que suman el 58 % de las reservas mundiales de petróleo. Y esto sin olvidar que
la mayoría de los campos y las instalaciones petroleras se encuentran en zona
de mayoría chií. Una realidad que quizás explique por qué la represión de la
primavera árabe en Bahrein ha sido vista con otros ojos en Occidente.
Además de la energía, hay muchos otros factores que inciden en la
estabilidad geopolítica. El acceso al agua, los alimentos, los minerales y una
variedad de otros recursos, así como los efectos del cambio climático,
supondrán enormes desafíos. El escenario de un consumo de energía creciente e
incesante en un mundo con tasas de suministros limitadas no solo es muy difícil
o imposible de alcanzar a largo plazo, sino que agravará muchos otros factores
de riesgo geopolítico. A quienes deseen aprender más sobre cómo el petróleo y
otros recursos condicionan la geopolítica aconsejo la lectura de La
venganza de la geografía (Kaplan, 2013).
Horizontes sin grandeza o no hay mal que por bien no venga
Las previsiones de 2011 de la Agencia de Información de la Energía
estadounidense (US EIA, 2011b) indican que el consumo mundial de energía
crecerá un 44 % entre 2011 y 2035, un período en el cual la población habrá
crecido un 23 % y el consumo energético per cápita lo habrá hecho un 14 %. La
cantidad acumulada de consumo de energía requerida para sostener tales
incrementos supone gastar en 24 años un 71 % de todos los hidrocarburos
consumidos entre 1850 y 2011. Esto nos llevaría a consumir diez veces el consumo
energético per cápita de 1850 y 70 veces la energía total invertida desde
entonces (véase figura 12). En esta figura los datos aparecen desglosados por
combustible y en porcentajes respecto al consumo de 2011. Esta proyección se
asemeja al perfil del consumo energético mundial, asumiendo que se cumplan
tanto la proyección del escenario de referencia de
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la US EIA para el consumo global de
energía como los pronósticos sobre el crecimiento de la población.
Figura 12. Población mundial y consumos energéticos per cápita y total entre 1850
y 2035.
Como decía más arriba, la totalidad del incremento neto de la demanda de
petróleo en las tres próximas décadas es atribuible al trasporte en las
economías emergentes, ya que el crecimiento económico impulsa al alza la
demanda de movilidad de personas y mercancías. Por eso, el incremento de la
utilización de petróleo se producirá a pesar de algunos impresionantes avances
logrados en el ahorro de combustible en numerosos países, especialmente en los
automóviles en Europa y el trasporte pesado en Estados Unidos. Aunque están
surgiendo tecnologías alternativas aplicables a los vehículos que emplean los
combustibles derivados del petróleo de forma mucho más eficiente o no recurren
a ellos en absoluto (como en el caso de los vehículos eléctricos), estas
tecnologías necesitan tiempo para ser comercialmente viables y lograr
introducirse en los mercados de forma significativa.
El petróleo está en caída libre y en menos de cinco años la tendencia
comenzará a acelerarse. Aun así, existen sucedáneos que no tienen la misma
rentabilidad ni son tan versátiles, donde todavía el cénit está más escondido:
el gas natural, el carbón y el uranio. Estas tres materias primas no han
alcanzado aún su máximo, pero se calcula que lo hagan de aquí a 2020. Y
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debemos tener en cuenta que el
combinado de petróleo, gas, carbón y uranio se espera que alcance su máximo en
2018. Sin embargo, la lógica más elemental dice que comenzará a disminuir
antes, ya que para la extracción de estas materias primas se requiere el
petróleo, y este es el que tiene peor proyección. Seguir quemando o confiando
exclusivamente en recursos finitos no garantiza el crecimiento infinito en que
se basa nuestro modelo económico global.
La economía de mercado y el mercado mundial dependen completamente del
trasporte internacional de mercancías y personas: en el mundo hay unos 800
millones de automóviles, 300 millones de camiones, 3,5 millones de barcos de
pesca, 50 000 buques de carga marítima, 45 000 aviones de pasajeros y un
número desconocido de trenes, autobuses y barcos de carga para aguas
continentales. Salvo honrosas y pintorescas excepciones, prácticamente todos
estos vehículos funcionan con gasolina, diesel, queroseno* y fueloil*. Es muy
poco probable que todos estos vehículos se puedan sustituir por otros que usen
energías renovables debido a la falta de tecnologías maduras, de materiales de
base y de falta de tiempo para hacerlo (véase la tasa de suministro en el
capítulo siguiente).
Sin petróleo, la economía mundial es incapaz de mantenerse a sí misma.
Sin fueloil, los productos no pueden moverse en una economía globalizada. Sin
queroseno, el turismo internacional en avión cesaría. Sin diesel, un camión ni
siquiera puede viajar entre Algeciras y Barcelona. Sin petróleo, la economía
mundial tendría que volver a los coches de caballos, bueyes y mulas, a los
veleros, y deberíamos olvidarnos de los viajes aéreos salvo que emulemos a
Phileas Fogg. Pensándolo bien, si se quiere ver el lado positivo, significaría
el fin de la globalización neoliberal, que hace que tantos países y pueblos
sufran la miseria perpetua, y el fin de la emisión de gases de efecto
invernadero, que están provocando un desastroso cambio climático. No hay mal
que por bien no venga.
El sector del trasporte, que representa más del 70 % del consumo de
petróleo en los países desarrollados, depende casi exclusivamente de los
combustibles a base de petróleo, mientras que las alternativas renovables para
el sector están todavía en pañales. Por otra parte, debido a la actual crisis
económica es imposible plantear el gasto en inversiones que requeriría un
proceso de reconversión de esa naturaleza. Pero eso no implica que debamos
quedarnos de brazos cruzados sin prepararnos para el futuro. Toda transición
energética lleva su tiempo y hay que prepararse para ello.
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Como demuestra la historia, una
transición energética tarda por lo menos entre 30-40 años en completarse: hay
que inventar, mejorar, introducir y popularizar el invento en la vida
cotidiana. Los ancestros de la máquina de vapor ya fueron descritos por Taqi
al-Din en 1551 durante el Imperio Otomano y por el italiano Giovanni Branca en
1629. Pasaron dos siglos hasta que James Watt logró mejorar lo suficiente la
máquina de vapor en 1775 para que se introdujera comercialmente y diera el
pistoletazo de salida para la Revolución Industrial. El francés Eugène Alphonse
Beau inventó el primer motor de cuatro tiempos de combustión interna en 1861,
pero los automóviles eran una atracción de feria hasta que el estadounidense
Henry Ford revolucionó el trasporte con la producción en masa de su famoso Ford
T: habían pasado 47 años. Los hermanos Wright volaron en su primer avión
motorizado en 1903. Durante la Primera Guerra Mundial, los aviones militares
seguían siendo curiosidades con pilotos legendarios como el Barón Rojo y su
pequeño triplano artesanal. En 1935, el Douglas DC-3, el avión que revolucionó
el trasporte de pasajeros en los años 1930 y 1940, realizó su primer vuelo el
día del 32 aniversario del primer vuelo motorizado de los hermanos Wright. Como
había hecho el Ford T en el sector de la automoción, el DC-3 transformo y
maduró la aviación comercial.
La humanidad debería haber comenzado a prepararse para la escasez de
combustibles fósiles desde la década de 1970, cuando el cénit del petróleo
pronosticado por Hubbert para Estados Unidos se hizo realidad, o cuando el Club
de Roma presentó su informe Los límites del crecimiento en
1972 y después de las dos crisis del petróleo de 1973 y 1979. El presidente
Jimmy Carter era plenamente consciente de ello cuando en 1977, tan solo tres
meses después de haber tomado posesión, hizo una valiente llamada de atención
en su discurso a la nación sobre la energía:
La crisis energética no nos ha desbordado todavía, pero lo hará si no
actuamos con rapidez.
Aún había tiempo suficiente para llevar a cabo una transición energética
mundial de los combustibles fósiles. Por desgracia, como sabemos, los países
ricos prefieren simplemente disfrutar de la abundancia y no ser los aguafiestas
exigiendo austeridad y la aplicación de fuertes inversiones en energías
renovables. Haciendo caso omiso de las advertencias del presidente Carter,
quien tuvo solo un mandato y fue derrotado por George Bush padre, apoyado
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por la industria petrolera texana,
quizá hayamos perdido la única oportunidad que teníamos para ser liderados
hacia una transición energética cada vez más imprescindible.
Al país mayor consumidor de petróleo del mundo no le gustan los
presidentes ambientalistas como Jimmy Carter o los candidatos ecologistas como
Al Gore; prefiere los Bush u Obama, un presidente que parece encantado con la
fiesta de la quema de los combustibles fósiles:
Tenemos un suministro de gas natural que puede durarle a Estados Unidos
casi 100 años,
proclamó el presidente Obama en su discurso sobre el estado de la Unión
en enero de 2012. El presidente oficializaba así el mito de la energía “barata
y abundante” del gas de lutitas que se ha extendido por todo el mundo, pero que
se originó hace aproximadamente un lustro con el boom americano
basado en los precios artificialmente bajos, a los que se llegó mediante la
especulación y las sobreestimaciones de las reservas hechas por los operadores.
Ni la industria ni muchos gobernantes, entre otros el del país más
adicto al petróleo del mundo, se dan por enterados del problema energético
cuando propagan alegremente que el gas y el petróleo de lutitas y otros
combustibles no convencionales representan un nuevo renacimiento del consumo
energético y la “independencia energética”. Aunque los combustibles no
convencionales son ahora y seguirán siendo importantes en retrasar el declive
terminal de la producción de los convencionales, ver en ellos el bálsamo de
Fierabrás que evitará enfrentarse al problema a largo plazo del fin de los
combustibles no renovables es falaz. El problema acabará por presentarse, se
quiera o no.
La retórica basada en las estimaciones in situ de los
recursos de combustibles fósiles no convencionales proclama que los
hidrocarburos serán abundantes y podrán suministrar gran parte del consumo
energético requerido para sostener la economía en los próximos 25 años. No es
así, y este libro trata de contarlo.
Empezaré por tomar en consideración dos puntos esenciales: cuánto rinde
cualquier combustible en términos de sus tasas de suministro y de energía neta
(capítulo 3) y de qué estamos hablando cuando hablamos de convencional
y no convencional (capítulos 4 y 5).
Página 89
3
El secreto de la pirámide
La ceremonia de la confusión
Como apunté en el capítulo anterior, buena parte de la confusión acerca
del potencial de los combustibles fósiles en general, y del gas de lutitas en
particular, procede de ignorar, consciente o inconscientemente, la diferencia
entre recurso y reserva.
Un recurso es la cantidad total de un hidrocarburo específico que se
encuentra en un área dada. Un determinado recurso no es en absoluto un
indicador de cuánto hidrocarburo puede ser económicamente extraído (por
ejemplo, es posible la TRE sea negativa, es decir que se necesite más energía
para extraer un recurso que la que el propio recurso contiene o, sencillamente,
puede que no sea accesible). Por su parte, una reserva es un depósito de
petróleo, gas o carbón que se puede recuperar de manera rentable dentro de las
condiciones económicas presentes y utilizando las tecnologías existentes. La
diferencia real entre reserva y recurso tiene un componente legal importante y
es que las reservas tienen un valor como activos, el mismo que puedan tener los
bonos, las acciones o los bienes raíces, lo que quiere decir que están sujetas
a las mismas reglas de auditoría y control de los organismos reguladores que
cualquier otro valor que cotice en bolsa, de manera que inflar las reservas
para utilizarlas como activos es un delito.
Por eso, cuando en el capítulo anterior hablaba de las reservas
“infladas” del petróleo de Arabia Saudí que aparecen en una de las biblias de
referencia de la industria petrolera, el BP Statistical Review of World
Energy (BP, 2012), a pesar de que es un informe estadístico no
destinado a la cotización de la empresa British Petroleum en el mercado de
valores, la compañía se guardaba ladinamente las espaldas haciendo una salvedad
en la letra pequeña del informe mediante la cual declaraba que sus reservas
mundiales estimadas de petróleo no cumplen ni con la definición aceptada de
reservas ni, incluso, con su propia definición:
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Las reservas mundiales de petróleo y
gas estimadas en el informe BP Statistical Review of World Energy de
junio de 2012 no cumplen necesariamente con las definiciones, normas y
prácticas establecidas para determinar las reservas probadas de la compañía;
por ejemplo, no se ajustan a las reglas británicas contenidas en la declaración
de prácticas recomendadas “Contabilidad de la exploración, desarrollo,
producción y actividades de clausura de petróleo y gas” (UK SORP), ni a las
publicadas por el organismo regulador de las actividades bursátiles (US
Securities and Exchange Commission), ni representan necesariamente el punto de
vista de BP sobre las reservas probadas en cada país. Los datos utilizados han
sido recopilados utilizando una mezcla de datos oficiales primarios y datos de
terceros.
O sea, que no son fiables. Otra cuestión importante respecto a la
obligación de declarar verazmente las reservas probadas en los mercados
regulados es la comercialización de los hidrocarburos en el mercado Over
the Counter (OTC)*, un tipo de mercado paralelo, extrabursátil, no
regulado, al que también se denomina “mercado de contratos a
medida”, y en el que se negocian instrumentos financieros (acciones, bonos,
materias primas, hipotecas y sus derivados, etcétera) directamente entre las
partes. En los OTC cada uno de los operadores hace de su capa un sayo, porque
en ellos las transacciones se realizan fuera del ámbito de los “mercados
organizados” o “regulados”, cuyo ejemplo más típico son las bolsas de valores.
Por eso, como no es lo mismo acudir ante un regulador bursátil que publicar la
propaganda que a uno le venga en gana, en los boletines estadísticos que
difunde para sus clientes o en las notas de prensa que se envían a los medios,
la industria petrolera aprovecha para arrojar un anzuelo en el que, como en el
timo de la estampita, siempre pica alguien.
Veamos otro ejemplo de baile de números que parecen extraordinarios pero
que una vez desbrozados se quedan en poco más de una minucia. La edición de la
segunda semana de enero de 2014 del ampliamente divulgado The New York
Times International Weekly empleaba media página en una noticia
titulada “Jatropha 2.0, llega la revolución de los biocombustibles” (Woody,
2014). La “revolución” se basa en que SGB, una empresa biotecnológica de San
Diego, California, iba a cultivar 100 000 hectáreas en
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Brasil, India y otros países en los
que esperaba producir “algún día” 265 millones de litros de crudo anuales.
Fíjense en un primer detalle: la producción se ofrece en millones de litros,
por lo que la cifra parecerá fantástica al común de los mortales y, según
parece, también al redactor de la noticia.
Recuerde que los números de la industria son tan descomunales que jamás
se emplean litros, sino barriles de 159 litros cada uno. Cuando convertimos los
265 millones de litros anuales en barriles resultan ser 1,7 Mba, es decir, que
las 100 000 hectáreas producirían en el mejor de los casos 4,5 Kbd. El consumo
mundial es actualmente 86,7 Mbd, de lo que se deduce que la producción de
jatrofa desaparecería en un suspiro. Además, como las jatrofas de marras son
árboles que tardarán varios años en crecer, pongamos que unos 10, se ello se
deduce que en 2014, cuando el consumo mundial de crudo sea de unos 110 Mbd, la
“revolución de la jatrofa” se habrá quedado en nada.
Salvo honrosas excepciones que se supone que existen, cuando los
redactores reciben los boletines publicitarios, los resúmenes de prensa de la
industria petrolera o los preciosos resúmenes ejecutivos de las agencias, se
encuentran con párrafos como el que sigue, que traduzco directamente de un
artículo sin firma publicado en el número 15 de la revista Oilfield
Review, financiada por la industria:
Si el objetivo es describir el gas natural, los números confieren un
nuevo significado al término grande. El promedio de reservas
comprobadas de gas del mundo se estima en 156 billones de m3 [5500
billones de pies cúbicos o Tpc]. Esto, traducido en reservas potenciales, se
aproxima a 372 billones de m3 [13 000 Tpc]. La incorporación
de reservas de fuentes no convencionales, tales como el metano en capas de
carbón, y fuentes altamente especulativas, como los hidratos de gas natural,
arroja un total de unos 20 000 billones de m3 [700 000 Tpc].
Buena adivinanza, ¿verdad? Naturalmente, el periodista tiene que buscar
un titular y este siempre suele ser la cifra más alta. De manera que el titular
probablemente sea algo así: “En el mundo todavía quedan 20 000 billones de m3 de
gas natural”. En realidad, las reservas comprobadas son de 156 billones de m3,
pero, ¿desde cuándo es noticia que los perros muerdan a los niños?
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Cuando aparecen números apabullantes,
conviene mantener la cabeza fría, leer entre líneas y hacer algunos cálculos
elementales. En un artículo publicado en El País (1/06/2010),
donde se comentaba el desastre ecológico protagonizado por un vertido de
petróleo desde una plataforma marina en el golfo de México, el articulista
escribía que
bajo las aguas profundas y muy profundas puede esconderse entre el 20 %
y el 35 % de los recursos recuperables de petróleo por descubrir. Estamos
hablando de 160 000 a 300 000 millones de barriles (equivalentes al consumo
global de cinco a 10 años), el 70 % de los cuales estaría situado en el
denominado “triángulo de oro” que une el golfo de México con las costas de
Brasil, y estas con las del golfo de Guinea, desde Nigeria hasta Angola.
Nótese que el articulista escribe “recursos recuperables de petróleo por
descubrir” o, lo que es lo mismo, que son, una vez más, recursos sobrevalorados
cuya existencia depende de cálculos probabilísticos tan seguros como el cuento
de la lechera. Nótese también que, para acabar cuanto antes, el articulista ha
hecho lo que es habitual: como tengo 100 botellas y me bebo una al día, tengo
para 100 días, olvidando el viejo cuento del tablero de ajedrez y los granos de
arroz del rey hindú Sheram, esto es, sin tener en cuenta el incremento anual en
el consumo al que me referí en el capítulo anterior. Como el consumo mundial de
petróleo es actualmente de unos 32 000 Mba, simplifico la cuenta: esas
supuestas reservas dan para unos cinco años (en el supuesto menor) o diez (en
el mayor). Qué más da que los incrementos anuales en el consumo y la avidez de
chinos, indios y demás desvirtúen esa cuenta de la vieja. Lo importante es
impresionar al lector.
Pero ya que estamos con los hidrocarburos de las costas americanas,
diseccionemos algunas de sus cacareadas reservas. Según las estimaciones
oficiales de la Oficina Federal para la Gestión Energética Oceánica de Estados
Unidos (US BOEM), el golfo de México encierra de lejos el mayor potencial de
reservas y de “recursos técnicamente recuperables no descubiertos de gas”.
El primer obstáculo para su explotación es que hay moratorias para
prevenir la explotación del Atlántico, la mayor parte del Pacífico y el este
del golfo de México, algo que olvidaremos al hacer nuestros cálculos. Pero
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aunque las obviemos y supongamos una
explotación a fondo, esas regiones representan en conjunto solo el 14 % del
total de los supuestos recursos técnicamente recuperables no descubiertos. Por
ejemplo, la media estimada en toda la costa del Atlántico, unos 31,3 Bpc,
representa el suministro estadounidense para 15 meses. La costa del Pacífico al
norte de California meridional, donde están implantadas las actuales
moratorias, almacena 16,11 Bpc, lo cual significa el consumo estadounidense de
ocho meses. Y luego se acabó.
En ese mismo informe se calculaba que las reservas de gas de las costas
americanas (unos 253 Bpc) se podían extraer a un coste de 6,41 dólares por Kpc,
que es el precio máximo de venta que otra agencia federal pronostica de aquí a
2035 (US EIA, 2013), lo cual quiere decir que, en el mejor de los casos, no hay
margen comercial alguno o que, en un más que probable caso menos optimista,
extraer el gas costaría más de lo que se obtendría vendiéndolo. Como veremos
cuando me ocupe del gas de lutitas, este tipo de negocio de Abundio es el que
se ha puesto de moda en el casino financiero-petrolífero surgido de Wall
Street.
Vayamos a otro caso. En 2007 Brasil anunció que se habían descubierto
10 000 Mbl de petróleo en aguas ultraprofundas de sus costas del Atlántico. En
2008 las estimaciones subieron a 33 000 millones y en 2009 hubo incluso rumores
de 150 000 millones de barriles. Sin embargo, tales estimaciones eran demasiado
eufóricas porque, según la información que suministró finalmente la empresa
semipública Petrobras en 2010, las reservas de petróleo que podrían recuperarse
serían entre 10 600 y 16 000 Mbl. Aunque nos quedemos con la cifra más alta,
16 000 Mbl, esa cifra es solo la mitad de los 32 000 Mbl que se consumen en el
mundo en un solo año. Tanto penar para morirse uno: extraiga usted
todo el petróleo de sus costas, ponga en peligro sus ecosistemas litorales y
marinos, reste los costes de explotación (entre otras cosas, alquilar un equipo
de perforación para un pozo de aguas profundas cuesta entre 600 000 y 700 000
dólares diarios) y verá cómo las cuentas serán difíciles de cuadrar.
Pero no importa, los hipotéticos miles de millones de barriles de las
costas brasileñas fueron utilizados como prueba de que los recursos mundiales
eran inagotables. Al fin y al cabo, ¿quién iba a ponerse a echar cuentas de que
los impresionantes 16 000 millones de las costas brasileñas solo significaban
entre cuatro y seis meses de consumo mundial?
Página 94
La cuestión de los recursos probados
inflados a voluntad, de la misma manera que se inflaron los valores de las
hipotecas basura, no es nada nuevo. En 2004, la superpetrolera Royal Dutch
Shell reconocía que las reservas probadas de petróleo y gas de la compañía eran
inferiores en un 25 % a lo que decían sus libros. Casi simultáneamente, otra
compañía de petróleo y gas, El Paso, admitía que sus reservas habían sido
sobreestimadas en un 40 %.
En el ya citado BP Statistical Review of World Energy de
2012 se decía que las reservas convencionales de petróleo ascendían a 1,26
billones de barriles, más o menos la cantidad de petróleo consumida desde 1858.
Ahora bien, si se desbroza un poco el asunto aparecen claras pruebas de que las
reservas de BP están infladas. Echemos un vistazo.
Figura 13. Incrementos sospechosos de las reservas declaradas de petróleo
presentadas oficialmente por siete países de la OPEP entre 1980 y 2010.
El informe incluye la rápida escalada de las reservas que hicieron los
países de la OPEP a finales de la década de 1980. En la figura 13 pueden verse
unos saltos inexplicables en los datos suministrados por los siete países
principales de la OPEP. El brusco incremento de las reservas de todos ellos
(salvo Qatar) aconteció justo después de que la asamblea de la OPEP acordara
que el volumen de las exportaciones sería proporcional al volumen de las
reservas “informadas” y no a las probadas, como se había hecho hasta entonces.
Inmediatamente, las reservas “informadas” (cuyos informantes eran los propios
productores) se incrementaron en más de 300 000 Mbl, a pesar de
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que no se estaban haciendo nuevos
descubrimientos significativos. Desde entonces, los datos oficiales de la OPEP
no son fiables y los datos reales se convirtieron en secretos de Estado y de
las compañías petroleras.
Por ejemplo, según el informe de BP, las reservas de Arabia Saudí no han
cambiado desde 1989, a pesar de que el país ha extraído casi 100 000 Mbl desde
entonces. Además, en ese informe BP incluyó por primera vez en sus estimaciones
389 000 Mbl de petróleo no convencional procedentes de las arenas asfálticas
de Canadá y el petróleo extrapesado Orinoco Belt de Venezuela, para completar
un total de 1,65 billones de barriles.
Incluir el petróleo de Venezuela en los cálculos es hacer un brindis al
sol. En su informe anual de 2010, la compañía estatal venezolana Petróleos de
Venezuela (PDVSA) “certificó” que había 215 000 Mbl de “reservas” en el
cinturón del Orinoco. De golpe y porrazo, eso elevaba las “reservas” totales
del país hasta los 296 500 Mbl, convirtiéndolo en el mayor poseedor de
reservas petrolíferas del mundo. Completaban así un incremento de las reservas
venezolanas que cuadruplicaba las declaradas en 2005, cuando al mismo tiempo la
producción real continuaba cayendo año tras año. El Instituto CATO de
Washington ha declarado esa subida en las reservas como “profundamente
fraudulenta”, dado que está basada en datos rudimentarios a los que resulta
inadecuado calificar como “reservas”.
En marzo de 2012, un equipo de investigación de la Universidad de Oxford
publicó un artículo en la prestigiosa revista Energy Policy en
el que se llegaba a la conclusión de que la industria había exagerado las
reservas mundiales de petróleo en alrededor de un tercio. Otros analistas
independientes, como el canadiense Hughes (2013a), han denunciado también las
previsiones sin fundamento de reservas no probadas hechas por algunos autores
al servicio de la industria petrolera.
Los recortes en unas previsiones infladas por la industria que los lobbies y
los medios se encargan de silenciar han llegado también a Europa. Es tan
habitual inventarse datos sobre reservas fabulosas que en cuanto se anunciaron
las primeras noticias sobre el gas de lutitas en España, la propaganda de los
operadores inundó el viejo continente con previsiones ficticias para cebar el
papanatismo de los gobernantes. De la tan proclamada shale revolution me
ocuparé en el capítulo 5 para comentar como se merece un fenómeno
que sobrepasa las leyes de la economía y de la física para introducirse en el
campo de la metafísica.
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Tasas, suministros, grifos y
cisternas
El factor que se cita más frecuentemente para sugerir una nueva edad de
combustibles fósiles es la estimación de los recursos no convencionales y el
volumen de los mismos que puede ser recuperado. A continuación, las
estimaciones de los recursos se dividen por los valores actuales de consumo
medio para pronosticar décadas o siglos de consumos futuros. Eso se hace sin
tener en cuenta (al menos) dos factores que son de importancia fundamental para
evaluar la viabilidad de un recurso energético: la tasa de suministro (TAS)
y la tasa de retorno energético (TRE). Ambos parámetros,
esenciales para comprender lo que está pasando en nuestro actual modelo
económico, son olvidados casi siempre por los que proponen esquemas energéticos
alternativos y por los políticos que se empeñan en pintar un trampantojo rosado
para el futuro energético mundial.
En primer lugar, hay que considerar la TAS, es decir, la tasa según la
cual el recurso puede extraerse y estar disponible para el consumo. Por grande
que sea un recurso, no prestará rendimientos energéticos útiles si no puede
producirse sostenidamente y en grandes cantidades, unos factores que dependen
de las características geológicas, geoquímicas y geográficas, lo que finalmente
se traduce en costes económicos.
Aunque la luz del sol que cae sobre España podría en teoría suministrar
toda la energía que necesitamos, la conversión de la luz solar en electricidad
usando paneles solares representa un porcentaje minúsculo de nuestra generación
eléctrica y muchísimo menos en el consumo total energético, a pesar de la
construcción de muchos huertos solares en los últimos años. De forma similar,
aunque recursos tales como las arenas asfálticas, el petróleo de bituminosas,
los hidratos de gas y la gasificación* in situ del carbón son
recursos con un gran potencial, la cruda realidad demuestra que, hoy por hoy,
solo han sido explotados en cantidades insignificantes, que en la mayoría de
los casos no han pasado de la experiencia piloto o han fracasado
estrepitosamente. Me ocuparé de ello en el próximo capítulo.
Pondré algunos ejemplos, pero hay muchos más. Comencemos por los
hidratos de metano que he mencionado en el capítulo anterior en relación con
sus fantásticos volúmenes que un portavoz de los intereses industriales dice
que podrían suministrar a Estados Unidos gas natural los próximos ¡3000 años!
Japón, que no tiene recursos fósiles de gas y petróleo y está, por el momento,
atado a la energía nuclear y a un enorme gasto de importaciones, ha
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llevado a cabo la investigación más
potente del mundo para intentar la explotación comercial de los hidratos. Pues
bien, después de diez años de investigaciones y de gastar 700 millones de
dólares, los japoneses han logrado producir cuatro millones de pies cúbicos de
gas, que valen unos 50 000 dólares a los precios actuales que pagan por el gas
natural que importan. Es decir, la producción real de gas natural a partir de
hidratos de metano es virtualmente cero.
Otros epulones se llenan de entusiasmo cuando hablan de los inmensos
recursos de petróleo que subyacen en forma de pizarras bituminosas en la
formación Green River de Colorado y Utah. Los Estados Unidos tienen allí las
mayores reservas de este recurso en el mundo, alrededor de 4,3 billones de
barriles de petróleo. Los atareados reporteros tiran de calculadora y hacen la
cuenta de la vieja: dividen esa cifra por el consumo anual de petróleo de
Estados Unidos (unos 7 KMbl), y llegan a la conclusión de que su país está
asentado sobre un depósito de petróleo que les dará gasolina para 600 años.
Sin embargo, sucede que las pizarras bituminosas no tienen ni una gota
de petróleo sino de querógeno*, un precursor que no ha sido lo suficientemente
trasformado por las fuerzas internas de la Tierra. Si queremos convertirlo en
petróleo, tenemos que terminar el proceso que la naturaleza comenzó, que
consiste en calentar el querógeno a una temperatura elevada durante mucho
tiempo. Y eso, a su vez, consume un montón de energía, sea suministrada por
energía hidroeléctrica, sea por plantas de energía nuclear, sea por gas
natural, petróleo o el propio querógeno. Por lo tanto, como señalaré en el
próximo apartado, la energía neta que se obtiene al trasformar el querógeno en
gasolina es, lamentablemente, baja.
Veamos ahora qué ocurre con el etanol celulósico, que está siendo
promocionado como una alternativa al etanol obtenido de cultivos alimentarios,
como la soja, la caña de azúcar y la palma aceitera, cuya expansión está
desplazando los cultivos de alimentos para los seres humanos y, en el caso de
la caña de azúcar y del aceite de palma, a ecosistemas tropicales vírgenes. El
etanol celulósico se obtiene de cultivos no alimenticios o de las partes no
comestibles de los cultivos alimenticios, incluidos la caña y la hoja de maíz,
el mijo, el tabaco y la biomasa leñosa.
Pues bien, el etanol celulósico, otra piedra filosofal, no ha
sobrepasado la etapa piloto y no se usa a escala comercial. Aunque las plantas
piloto han estado produciéndolo en pequeñas cantidades durante algún tiempo, no
existe producción comercial. A pesar de que el presidente George W. Bush
dispuso
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en 2007 que se usaran casi 20
millones de m3 de etanol celulósico en el año 2012, y para
conseguirlo se aprobaron subvenciones federales por valor de 1500 millones de
dólares, desde entonces el límite establecido para 2012 ha sido revisado a la
baja hasta menos de 45 000 m3, unos 783 barriles por día.
De manera similar, la comercialización de los biocombustibles de algas
no se ha materializado, a pesar de décadas de investigación y de cientos de
millones de dólares gastados. Aunque las algas eran muy prometedoras, ya que
pueden producir cantidades mayores de biomasa por unidad de superficie y no
desplazan los cultivos de alimentos, un estudio reciente realizado por el
Consejo Nacional de Investigación estadounidense señala que la producción a
gran escala de biocombustibles de algas es insostenible con la tecnología
actual.
En resumen, en los casos de los hidratos de carbono, el etanol
celulósico o los biocombustibles algales (como en otros muchos casos que se
tratarán en el próximo capítulo), los recursos son infinitos pero las reservas
son cero.
Cuanto menor es la calidad de un recurso en términos de producción de
energía neta, y mayor la cantidad en infraestructura y capital que debe
invertirse en él para recuperarla, menor es su utilidad para suministrar
energía útil. Piensen en un ejemplo sencillo, el de una cisterna unida a un
grifo. La cisterna, si la suponemos llena hasta los topes, representa el tamaño
máximo del recurso, mientras que el grifo representa la velocidad a la que el
recurso puede convertirse en energía útil. Cuanto mayor caudal admita un grifo,
más deprisa saldrá el líquido.
Llamaré C a las reservas de la cisterna y G al grifo, es decir, la
producción. Ambas variables cambian con el tiempo: C aumenta con la exploración
y las mejoras técnicas, mientras que disminuye conforme G se abre; y el caudal
de G crece cada vez más porque la producción, al estar ligada al consumo,
aumenta con el desarrollo económico y disminuye con las crisis económicas. El
común de los mortales, acostumbrados a calcular lo que consume su coche (si
tienen un depósito de 50 litros y consume 5 litros cada 100 km, el depósito le
dará para recorrer 1000 km más o menos), echa cuentas: si se divide C entre G,
se obtiene un período de tiempo que nos dice en cuántos años acabaríamos con
las reservas actuales al ritmo de consumo actual, siempre y cuando las reservas
no aumenten y se pudiese producir ese petróleo a un ritmo constante.
Como expuse en el capítulo anterior, los grifos energéticos mundiales
están abiertos a tope mientras la cisterna de los recursos convencionales se
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vacía rápidamente. En el caso del
petróleo, por ejemplo, el mundo consume unos 32 000 Mba. Si olvidamos nuestra
preocupación por la verosimilitud de las cifras de recursos y reservas
mundiales convencionales que he apuntado antes, si se mantiene el ritmo actual
de consumo la cisterna durará 39 años si las estimaciones son correctas, y 12
años más si incluimos las arenas asfálticas canadienses y los petróleos
extrapesados venezolanos. No obstante, la duración de ese depósito será mucho
más corta si, como dicen las tendencias del crecimiento del consumo, el grifo
se abre mucho más para atender los requerimientos cada vez mayores de China,
India y otros países emergentes.
El asunto está en saber durante cuánto tiempo los recursos
convencionales existentes y el desarrollo de los no convencionales (que está
por ver) podrán mantener abierto el grifo con los consumos actuales y los que
se pronostican. Los políticos y exégetas que proclaman que “hay 100 años de gas
natural” aciertan, porque es probable que haya recursos para 100 años de
petróleo y gas a las tasas de producción actuales, solo que tardaremos 800 años
o más en poder recuperarlos.
La realidad es que el cociente entre reservas y consumo no sirve más que
para expresar las reservas en términos medianamente comprensibles para la
gente, antes que marearla con cantidades expresadas en miles de millones de
barriles. El problema es que, por hacer una parábola, se crea un mar revuelto
de interpretaciones erróneas donde los epulones pescan a sus anchas. La
cisterna se vuelve entonces el elemento central del debate frente a los
picoflautas: “Hace 50 años decían que quedaba petróleo para 50 años. Ahora
dicen que queda petróleo para 30 años. Pero no es así: siempre se va
descubriendo más petróleo y, en realidad, queda petróleo para muchas décadas,
incluso siglos”.
Claro que sí, claro que hay hidrocarburos en cantidades incalculables
bajo nuestros pies. Los epulones tienen razón. Su problema viene de no entender
que tener reservas de hidrocarburos no es lo mismo que tener gasolina en el
depósito del coche. El hidrocarburo, esté en el estado que esté, hay que
extraerlo primero, y luego hay que procesarlo para producir un sucedáneo del
petróleo. Lo que sucede no es que el petróleo se agote o esté a punto de
agotarse, sino que cada vez manará (o se producirá, si es sintético) más
lentamente. Los problemas comienzan cuando la oferta no puede satisfacer a una
demanda creciente.
Página 100
En otras palabras, conforme aumenta
nuestra dependencia de los recursos no convencionales de petróleo y gas, las
tasas de producción se hacen cada vez más difíciles de mantener debido a que
los desafíos técnicos para extraerlos aumentan cada vez más. Las tasas de
extracción de los recursos son un problema mucho más crítico con el actual
paradigma de crecimiento económico que poder extraerlos, algo que probablemente
nunca sucederá. Así que, en realidad, a lo que la humanidad se enfrenta no es a
un problema de recursos, sino a la tasa de suministro de los mismos, junto a
los problemas colaterales de impacto ambiental relacionados con su obtención.
Es la física, estúpido
Como consecuencia de algunos éxitos en política exterior tales como el
fin de la Guerra Fría y la Guerra del golfo Pérsico, poco antes de las
elecciones presidenciales de 1992 George Bush padre era considerado imbatible
por la mayoría de los analistas políticos; su popularidad había llegado
entonces al 90 % de aceptación, un récord histórico. En esas circunstancias,
James Carville, estratega de la campaña electoral de Bill Clinton, insistió en
que el semidesconocido gobernador de Arkansas debía centrarse en cuestiones más
relacionadas con la vida cotidiana de los ciudadanos y sus necesidades más
inmediatas. Con el fin de mantener la campaña enfocada en un mensaje, Carville
pegó un cartel en las oficinas centrales demócratas que contenía tres
lemas: Cambio frente a más de ¿o mismo, No olvidar el sistema de salud y
una frase que se haría célebre: La economía, estúpido. Luego la
frase se popularizó como: Es la economía, estúpido, y la estructura
de la frase ha sido utilizada para destacar los más diversos aspectos que se
consideran esenciales. Pues bien, los análisis económicos olvidan con
frecuencia que, si se contraponen, los condicionantes físicos se impondrán a
los modelos económicos.
Como dicta el primer principio de la termodinámica, la energía no se
crea sino que se trasforma, lo que quiere decir que cuando se analiza el
rendimiento de una máquina o cualquier proceso de trasformación de un tipo de
energía en otro, la energía útil más las pérdidas es siempre igual a la
cantidad de energía que alimenta el proceso. Según el segundo principio, la
energía útil nunca será igual a la energía obtenida de la fuente, ya que
siempre se producirá una pérdida de energía por disipación en forma de calor,
como
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cualquiera que haya inflado una rueda
de bicicleta con un bombín ha podido comprobar.
La eficiencia es el cociente entre energía útil y energía fuente. Cuando
decimos que la eficiencia de una caldera doméstica es de un 80 %, queremos
decir que, para obtener 80 julios de energía calorífica útil (agua +
calefacción), necesitamos 100 julios de energía quemada de la fuente, se trate
de carbón, gasoil o gas natural. Pero en realidad, si queremos ser precisos,
cuando hablamos de generación de energía no estamos generando nada, lo que
hacemos es utilizar una máquina o un proceso que trasforma determinado tipo de
energía (la fuente), que no nos resulta útil en su estado original, en otro
tipo distinto que sí nos resulta útil. En este proceso se producen pérdidas, y
la máquina o el proceso será más o menos eficiente en la medida en que
consigamos minimizarlas para que la energía útil se acerque lo más posible a la
energía fuente.
Para desarrollar y mantener el proceso de trasformación energética hace
falta invertir energía útil en crear su infraestructura, mantenerla y mantener
el proceso. Cuando disponíamos de energía barata, como ha ocurrido durante casi
siglo y medio antes de la crisis del petróleo, no nos ha preocupado mucho el
coste energético de poner en marcha y mantener un proceso para obtener energía
útil. Si las cuentas económicas cuadraban, era suficiente, porque la energía
para la puesta en marcha y mantenimiento no era un factor relevante en el
resultado final. Las cosas han cambiado, y mucho, desde la primera crisis del
petróleo, por lo que en la actualidad, cuando hemos superado ya el cénit de la
producción petrolífera, conviene reflexionar un poco e interesarse por cuánta
energía útil suministra determinado proceso de trasformación de energía en
relación con la que ha supuesto ponerlo en marcha y mantenerlo.
Antes de proseguir, volvamos a un concepto fundamental. Todavía hay
enormes cantidades de petróleo por extraer, pero no siempre vale la pena el
esfuerzo de extraerlo, refinarlo y comercializarlo. Los mercados financieros
solo entienden de dólares invertidos y recuperados, por lo que les importa un
pimiento la energía invertida. Acostumbrados a que el progreso tecnológico
combinado con las economías de escala reduzcan de manera espectacular los
costes monetarios, les suena a chino que no se pueda ir reduciendo a la par la
energía invertida. No entienden (o no quieren entender) que hay una energía
intrínseca asociada al proceso que no se trasforma en energía útil y que tiene
que ver con la propia materia, con la energía necesaria para superar la tensión
superficial de los líquidos que empapan las rocas o están adsorbidos en la
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superficie de partículas
microscópicas, con la energía para fracturar las rocas o permeabilizarlas, la
energía para perforar, la energía para mantener las instalaciones, la energía
para trasportar, la energía, siempre la energía para todo lo que se les ocurra.
Figura 14. Representación gráfica de la tasa de retorno energético de diferentes
tipos de combustibles.
Hay un límite inevitable de energía a gastar para poder recuperar un
hidrocarburo y llenar con él el depósito de su coche. La experiencia práctica
enseña que, si se necesita más energía que la que se obtiene de ella, ya no es
rentable hacerlo. Si un zorro necesita más energía para cazar una liebre que la
que obtiene comiéndola, será lo suficientemente astuto como para buscar otra
cosa para comer. Por eso el concepto de tasa de retorno energético (TRE) es tan
importante para entender los límites de la producción de hidrocarburos.
La respuesta a la pregunta de cuánta energía útil suministra determinado
proceso en relación con la energía que ha supuesto ponerlo en marcha y
mantenerlo es la tasa de retorno energético (TRE), que no es más que el
resultado del cociente entre la energía útil obtenida en un proceso (EU) y la
que hemos invertido en desarrollar y mantener ese proceso (EI), de modo que TRE
= EU/EI de donde se deduce que cuanto mayor sea el cociente más rentable
energéticamente será el proceso de que se trate.
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Si, por ejemplo, poner en marcha
determinado proceso de obtención de energía supone utilizar 2 julios, y durante
todo el tiempo que ha funcionado ha producido 40 julios, la TRE es de 40/2 =
20. Como se ha obtenido 20 veces la energía invertida, se trata de un proceso
rentable energéticamente (también puede ser que se trate de un proceso
ambientalmente desastroso, pero este es otro tema). Por el contrario, un
proceso con una TRE igual o menor que la unidad no es rentable energéticamente.
Si es igual a uno, podré mantenerlo como divertimento, pero si baja de uno
estoy ante un sumidero de energía que me hace perder dinero. Según varios
indicios, ambas cosas están ocurriendo en el caso del fracking.
La TRE depende de varios factores, alguno de los cuales supone una
obviedad. Por ejemplo, si hablamos de la TRE del carbón, calculamos la energía
calorífica que se obtiene al quemar un kilogramo de carbón y la dividimos entre
la energía que hemos tenido que utilizar para quemarlo. Si lo que queremos es
calor, entonces la energía total es útil, pero si lo que queremos del carbón es
electricidad, entonces obtendremos mucha menos energía, porque menos de un 50 %
de la energía calorífica del carbón puede transformarse en electricidad.
Una forma sencilla de entender la TRE es compararla con la mano de obra
necesaria para llevar a cabo un trabajo. Piense en la energía neta en términos
del número de personas que participan en la producción de energía. Si TRE =
1:1, eso significa que todo el mundo participa en la producción de energía y no
queda nadie disponible para atender otras necesidades sociales. Por el
contrario, si la TRE es de 100:1, entonces 1 persona está implicada en la
producción de la energía y 99 pueden dedicarse a otras actividades. Si hay 2
personas trabajando para producir energía, y 98 haciendo otras cosas, entonces
TRE =50:1. Si son 4 los trabajadores energéticos, y 96 los dedicados a otras
actividades, la TRE es de 25:1. Con 8 personas consiguiendo energía (TRE =
12,5:1), la sociedad puede empezar a tener problemas para encontrar suficientes
personas que se dediquen a conseguir energía para proporcionársela a los demás
porque su actividad también requiere energía. Con 16 obteniendo energía y 84
haciendo otras cosas (TRE = 6,25:1), los problemas graves pueden llegar a ser
evidentes y una sociedad industrial podría ser inviable.
Cualquier tipo de actividad, desde la educación a la sanidad, desde la
investigación al ocio y desde el trasporte a la agricultura, es decir, todas
las actividades que, directa o indirectamente, caracterizan a una sociedad
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moderna, consumen energía. Una
moderna nación industrial requiere un gran excedente de energía para alimentar
todas esas actividades. La Ley de White, tan importante en el campo de la
ecología humana como las leyes de la termodinámica en el de la física, afirma
que el nivel de desarrollo económico posible en cualquier sociedad está
determinado por la cantidad de energía neta disponible por habitante. Ignoramos
la TRE a nuestro propio riesgo.
Aunque la estimación de la TRE pueda, de momento, parecernos sencilla,
porque se trata de calcular de manera matemática y precisa la cantidad de
energía primaria que es necesario aportar para llevar a cabo todos los procesos
implicados en la extracción energética de la fuente que se evalúa, el problema
empieza precisamente ahí, en establecer qué energía primaria hay que
contabilizar.
¿Hasta dónde hay que llevar la cadena de procesos necesarios para
explotar una fuente de energía? Por ejemplo, si se emplea cemento para
impermeabilizar las perforaciones*, ¿es preciso incluir en el cálculo de la TRE
del gas la energía utilizada en la fabricación del cemento utilizado? ¿Y la
empleada en la construcción de las plantas cementeras? ¿Y la empleada en
suministrar la energía eléctrica para su funcionamiento? ¿Y la empleada en
llevar a los trabajadores hasta la planta? Y así ad infinitum,
embarcados en una contabilidad analítica sin fin.
La contabilidad analítica se complica aún más si tenemos en cuenta que
se trata de una tasa localizada. Es decir, la TRE para un mismo proceso varía
con el año y el contexto. No es lo mismo el cálculo energético para un panel
fotovoltaico en Almería que en Escocia, ni para una geotérmica en Islandia que
en el Sáhara. De manera que, para realizar comparaciones, además del valor del
índice conviene saber el año y el contexto en que se calculó. Por estos y otros
motivos, aunque no exista un estándar, a la hora de comparar las TRE de dos
fuentes energéticas es necesario que hayan sido calculadas con criterios
homologables. No hace falta decir que las compañías explotadoras de recursos no
quieren saber nada de este tipo de análisis, y más aún si se pretende introducir
entre los mismos las externalidades, es decir, los costes ambientales o
sanitarios de las explotaciones, que siempre se cargan en la cuenta de los
contribuyentes.
Cuando en 1859 el petróleo se cogía a cubos en Pensilvania, la TRE era
altísima, incalculablemente alta, entre otras cosas porque nadie era consciente
de la importancia de lo que se avecinaba y, en consecuencia, no se echaban
cuentas. Las cuentas empezaron a hacerse en la década de 1930. Entonces
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poner 100 barriles de petróleo en el
mercado suponía un consumo energético de un barril, de manera que la TRE era de
100:1, es decir, se recuperaban 100 unidades de energía por cada una invertida.
Hoy, como mucho, es de 4 a 8.
Fuera 100 o menos de 100, era la tasa que cabía esperar dado que los
primeros yacimientos contenían un petróleo de altísima calidad a escasas
profundidades, en lugares accesibles y fáciles de explotar, de forma que la
energía necesaria para la búsqueda, prospección, perforación, bombeo y
trasporte del crudo era muy poca. En resumidas cuentas, como el hidrocarburo
estaba muy cerca de la superficie, bastaba con cebar con algún combustible el
motor de la perforadora y la bomba, romper el sello impermeable y, ¡hala!, a
recoger petróleo. Por cada litro de gasolina que consumía el motor se obtenían
100 del yacimiento, dicho sea con ánimo de simplificar.
Cuarenta años después, con el país lleno de coches enormes que consumían
20 litros a los 100 kilómetros, con la industria más poderosa del mundo y las
climatizaciones domésticas consumiendo más y más petróleo, las cosas empezaron
a cambiar. Los yacimientos daban señales de agotamiento, ya no estaban cerca de
la superficie y había que perforar cada vez a mayor profundidad. El crudo era
de peor calidad, y eso encarecía los costes energéticos de las refinerías.
Además, había que llevar el producto hasta el último rincón del país, todo lo
cual suponía nuevos consumos energéticos, lo que condujo a que la TRE bajara
por aquellos años hasta alrededor de 30:1. En cada año trascurrido, la TRE
había perdido casi dos puntos.
Pero aún con ese desplome radical, los días de esos yacimientos han
quedado atrás, por lo que las compañías petroleras exploran lugares cada vez
más remotos, profundos y de más difícil acceso, como las profundidades del
golfo de México y del Atlántico brasileño, el alquitrán* de las arenas de
Canadá y el chapapote de Venezuela, que tienen que ser calentados con vapor de
agua para quitar los ripios al alquitrán, por lo que consumen enormes
cantidades de agua y energía. Incluso tienen previsto perforar en el océano
Ártico, en la costa de Groenlandia y alrededor de la Antártida, con todos los
problemas técnicos y logísticos (equipos de descongelación para derretir los
hielos a la deriva y los icebergs) y los riesgos ambientales que implica.
Para hacer frente a todos esos retos, los equipos tienen que ser cada
vez más grandes, más potentes, más sofisticados y más caros de fabricar (en
términos energéticos y económicos). Por otra parte, de la misma forma que en la
sabana africana es mucho más fácil ver un elefante que un ácaro, a las
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empresas les ha sido mucho más fácil
encontrar campos de petróleo gigantes que yacimientos minúsculos, de donde
resulta que, como la mayor parte de esos campos gigantes se han encontrado ya,
y los nuevos tienden a ser cada vez más pequeños, el rendimiento de las
explotaciones es cada vez menor. Así, mientras que se necesita cada vez más
energía para perforar nuevos campos petrolíferos, el retorno de la energía que
se recibe es cada vez menor. Si el precio del petróleo estuviera hoy en día por
debajo de los 75 dólares por barril, gran número de campos petrolíferos no
serían rentables, lo que haría que la producción de petróleo se hundiese.
En la actualidad, la TRE del petróleo estadounidense es como mucho del
orden de 10:1 en promedio, lo que quiere decir que el indicador ha pasado de un
valor de 100 a otro de 10 o menos en unos 60 años, y continúa bajando a medida
que los petróleos dulces y ligeros comienzan a escasear y la industria va
explotando yacimientos de petróleos pesados cuyo refinado es cada vez más
costoso en términos económicos y energéticos.
Los primeros petróleos utilizados eran ligeros y dulces* LSC, pero el
aumento de la demanda hizo que cada vez más fueran utilizándose los crudos
pesados* HC y con contenidos de azufre superiores al medio punto porcentual. La
industria del refinado es capaz de tratar unos y otros, pero a costa de mayores
esfuerzos económicos y energéticos y del uso de más productos químicos para el
refinado de los HC. Además, con la motorización de la sociedad moderna, los
petróleos pesados que se pueden quemar casi directamente en la industria como
si fueran carbón —como es el caso de los chapapotes pesados venezolanos o del
crudo pesado de las arenas canadienses
— dejaron de ser la parte del león de la producción petrolífera, que
pasó a ser la correspondiente a los refinados de alto octanaje* para locomoción
terrestre, marítima o aérea (gasolinas, gasoil, querosenos). A esto hay que
añadir los cada vez más estrictos controles ambientales en los países
desarrollados, que hicieron virar el consumo doméstico desde el carbón al
gasoil, lo que acentuó la demanda de refinados con alto octanaje.
El rendimiento energético de los petróleos no convencionales es
claramente inferior al del petróleo convencional, debido a la gran cantidad de
energía que es necesario invertir en la manipulación de las enormes cantidades
del material en el que están embebidos los hidrocarburos y en su tratamiento
térmico. Hay expertos que evalúan la TRE de parte de estos hidrocarburos por
debajo de la unidad, aunque lo más razonable es que estén por debajo de 5:1.
Página 107
A raíz de la primera crisis del
petróleo en 1973, las petroleras ya habían comenzado a explotar lo que habían
desdeñado en los viejos tiempos: los petróleos no convencionales. Su
explotación era más costosa, pero no disponían de nada mejor. Cuando la especulación
comenzó a disparar los precios del crudo, la extracción de esos petróleos dejó
de parecer tan costosa, a pesar de su baja TRE.
Figura 15. Representación gráfica de la tasa de retorno energético de diferentes
tipos de combustibles.
La figura 15 ilustra las relaciones de los recursos in situ convencionales
y no convencionales, la decreciente energía neta y el creciente coste de
extracción, que van aumentando hacia la base de la pirámide. En esta pirámide,
los recursos de mejor calidad, los que aparecen en mayores cantidades, que
pueden ser extraídos más rápidamente y a costes más bajos, están en el vértice.
Son los campos gigantes convencionales de petróleo y los grandes campos de gas
a los que me refería en el capítulo anterior.
Según se mueve uno hacia la base de la pirámide, el volumen de los
recursos aumenta, la calidad de los mismos disminuye, los hidrocarburos se
hallan más dispersos y, por tanto, la energía necesaria para extraerlos
aumenta. Una línea a trazos representa la transición desde los recursos de alta
calidad y bajo coste convencionales a los de baja calidad y alto coste no
convencionales. Los recursos de hidrocarburos situados en la base de la
pirámide son extraordinariamente abundantes, pero inaccesibles.
Página 108
Otras dos líneas de la pirámide
determinan la proporción de los recursos que son accesibles a los seres
humanos. La línea precio/tecnología refleja el hecho de que, cuando los precios
suben, los recursos de alto coste (y baja calidad) se vuelven accesibles.
También las innovaciones tecnológicas, como las que estamos viendo desde unos
años respecto del fracking, pueden hacer que recursos previamente
inaccesibles resulten accesibles. La última barrera es la segunda línea, que
representa el punto en que la energía que se emplea para obtener los recursos
iguala o queda por debajo de la energía obtenida. Todos los recursos que se
hallen por debajo de esa línea no son fuentes sino sumideros.
El porcentaje de los hidrocarburos no convencionales en la producción
mundial, que había sido de tan solo 3 % en 1965, ha aumentado hasta el 20 %, lo
que significa que el rendimiento energético de los hidrocarburos mundiales está
disminuyendo por una doble vía: por el descenso de las TRE en los
convencionales y por la participación cada vez mayor en el conjunto de los no
convencionales con TRE muy bajas, lo que lleva a una conclusión muy sencilla:
cada vez se gasta más energía en obtener una cantidad dada, lo que conduce a la
insostenibilidad energética del modelo global de desarrollo basado en la quema
de combustibles fósiles.
Los responsables políticos no se dan cuenta de la importancia de esas
fronteras en la calidad de los recursos que fijan la tasa de suministro (la
tasa con la que los hidrocarburos pueden ser extraídos) y la energía neta que
suministran. Prefieren mirar solo el volumen de recursos para lanzar mensajes
optimistas tipo “100 años de gas natural” o “La independencia energética de
Estados Unidos está a la vuelta de la esquina”.
En esa línea triunfalista van las proyecciones del escenario de
referencia de 2011 de la US EIA (figura 16). Según estas proyecciones, el mundo
requerirá en 2035 un aumento del 47 % en el consumo total de energía a partir
de los niveles de 2010, momento en que los hidrocarburos podrían representar
todavía un 79 %. Esto se traduce en un aumento del consumo de un 27 % de
petróleo, un 48 % de gas y un 45 % de carbón en 2035. Tales pronósticos
descansan en un acceso sin restricciones a los recursos para sostener un gran
crecimiento económico. El problema es cuáles son las limitaciones reales a los
recursos, cómo las explotaciones afectan al medioambiente, las emisiones de
carbono y los problemas geopolíticos derivados del desigual acceso a los
recursos.
Página 109
Recuerde ahora un dato que
proporcioné en el capítulo anterior: desde 1850 hasta 2011 se han quemado
hidrocarburos por un total de 3083 Mbl de equivalentes de petróleo. Pues bien,
el incremento previsto por la US EIA hasta 2035 requeriría la adquisición y el
consumo de 2190 Mbl de petróleo equivalente en términos de petróleo, gas y
carbón en los próximos 24 años, una cantidad que equivale al 71 % de todos los
hidrocarburos consumidos en la historia.
Figura 16. Representación gráfica de la tasa de retorno energético de diferentes
tipos de combustibles.
Si además tenemos en cuenta la proyección de la US EIA que recogí en un
apartado anterior, que prevé la disminución de la producción de crudo
convencional hasta 2035, la proyección de la US EIA de 2011 va a ser muy
difícil y probablemente imposible de lograr. Como también lo va a ser cumplir
con los objetivos de la AIE, que tampoco se queda corta a la hora de fiar el
futuro energético a los costosos combustibles no convencionales. En sus
previsiones para el período 2010-2035 (AIE, 2010) puede leerse que:
aumentará el coste del suministro de petróleo a los mercados, ya que las
compañías petroleras se verán obligadas a recurrir a fuentes más complicadas y
costosas para reemplazar la capacidad perdida y responder a la creciente
demanda. La
Página 110
producción de petróleo crudo
convencional —el mayor componente de la oferta de petróleo— permanecerá a los
niveles actuales antes de descender ligeramente y situarse en torno a los 68
Mbd alrededor de 2035.
Para compensar el declive de la producción de crudo en los campos
existentes, será necesaria una capacidad adicional bruta de 47 Mbd, es decir,
el doble de la producción total actual de petróleo de todos los países de la
OPEP de Oriente Medio. Una creciente parte del producto procederá de los
líquidos del gas natural (más de 18 Mbd en 2035) y de fuentes no convencionales
(10 Mbd). La oferta de biocombustibles triplicará hasta alcanzar el equivalente
de más de 4 Mbd, respaldada por subvenciones de un valor aproximado de 1,4
billones USD para todo el período de previsión.
Esto quiere decir que, como mínimo, el suministro de energía en el
futuro significará precios más altos y más volátiles y, sin una planificación y
previsión adecuadas, podría significar la escasez de suministros físicos. Los
precios de la energía ya están en niveles históricamente altos y cada vez más
estrechamente vinculados a los precios de otros productos básicos para la
sociedad moderna. Los precios de la energía y las materias primas han aumentado
entre un 70 % y un 90 % sobre los niveles de 2005, a pesar de que las economías
del mundo desarrollado están luchando con bajas tasas de crecimiento o con ese
prodigio de eufemismo que son los “crecimientos negativos”.
Las proyecciones de la US EIA y de la AIE se basan en gran medida en los
hidrocarburos no convencionales que están en la base de la pirámide y a los que
toman como “tutías” listas para resolver el problema de los suministros futuros
de petróleo y gas. Aunque en teoría algunos de estos recursos sean muy grandes
en volúmenes in situ, la tasa probable a la que pueden ser
convertidos en productos comerciales y su coste de adquisición no les permitirá
sofocar los mayores costes energéticos y las posibles deficiencias de
suministro.
El gas y el petróleo de lutitas, las últimas “tutías” anunciadas por
diversos expertos e intereses creados, son caros, requieren altos insumos de
capital para mantener los niveles de producción y es improbable que sean
capaces de mantener la producción a largo plazo. Por otra parte, el aumento de
las
Página 111
cantidades de combustibles no
convencionales, con sus TRE intrínsecamente inferiores, significa cantidades
crecientes de impactos ambientales colaterales, ya sea mediante el fracking de
gas y petróleo o mediante la producción de arenas asfálticas, biocombustibles,
pizarras bituminosas y otras fuentes no convencionales.
Veamos en los dos siguientes capítulos de qué estamos hablando cuando
hablamos de combustibles convencionales y no
convencionales.
Página 112
4
Combustibles no convencionales: la
imaginación al poder
Los hidrocarburos son compuestos orgánicos formados únicamente por
átomos de carbono e hidrógeno. Su estructura molecular consiste en un armazón
de átomos de carbono a los que se unen los átomos de hidrógeno. Las cadenas de
átomos de carbono pueden ser lineales o ramificadas y abiertas o cerradas. La
conformación y estructura de sus moléculas abarca desde la más simple, el
metano (CH4), hasta las de elevada complejidad, como las
correspondientes a los hidrocarburos aromáticos* policíclicos. A temperatura ambiente
se presentan en forma de gases, líquidos o sólidos. La diversidad de
hidrocarburos es muy amplia y de igual forma lo son sus propiedades físicas y
químicas. Por esta razón, sus aplicaciones son múltiples: se emplean
directamente como combustibles, como solventes o como materia prima para la
síntesis de productos medicinales, agroquímicos, plásticos, drogas
industriales, etc.
Su importancia energética reside en que la rotura del enlace
carbono-hidrógeno (o de los sustituyentes de este por otros radicales) mediante
su combustión es una reacción altamente exergónica, o lo que es lo mismo,
liberadora de energía, que también libera agua y productos oxidados altamente
contaminantes, entre los que se encuentran el dióxido de carbono (CO2),
el dióxido de azufre (SO2) y los óxidos de nitrógeno (NOX),
dependiendo de la temperatura, la cantidad de oxígeno en la reacción y, sobre
todo, de la presión.
Las fuentes principales de los hidrocarburos son el petróleo, el gas
natural y el carbón. Desde el punto de vista de su disponibilidad y su
facilidad de trasformación en combustibles listos para el consumo, los
hidrocarburos se suelen clasificar en convencionales y no convencionales. Se
denominan hidrocarburos no convencionales no porque sean hidrocarburos con
características nuevas, sino por las técnicas usadas para extraerlos, de las
que nos ocuparemos en este y los dos capítulos siguientes.
Página 113
Los hidrocarburos no convencionales
son los siguientes: (las denominaciones en cursiva y entre paréntesis de
algunas de ellas son las empleadas habitualmente en la jerga petrolera
anglosajona): gas y petróleo de lutitas (shale gas, tight gas*, shale oil,
tight oil*), arenas asfálticas (tarsands), pizarras bituminosas (oil
shale*), petróleo del Ártico y de aguas profundas, petróleo extrapesado,
biomasa (lo que incluye la biomasa sólida, el biogás*, los biocombustibles o
biocarburantes* y los procedentes de residuos), los líquidos procedentes de la
conversión del carbón y del gas natural*, la recuperación mejorada del
petróleo*, el metano de lecho de carbón o grisú, los hidratos de gas o
clatratos* y la gasificación in situ del carbón. Dejaré para
el próximo capítulo la exposición detallada del gas y del petróleo de lutitas,
ambos asociados a la tecnología del fracking, y detallaré una por
una las realidades productivas, las ventajas y los inconvenientes de cada una
de las fuentes no convencionales, pero antes, como he tratado con alguna
profundidad la situación mundial del petróleo, haré unas breves consideraciones
generales acerca del estado actual de las fuentes de gas.
Luz de gas
El gas natural es una mezcla de gases hidrocarbonatados ligeros de
cadena corta. Aunque su composición varía en función del yacimiento, está
compuesto principalmente por metano en cantidades que pueden superar el 90 % o
95 %, al que acompañan otros gases como nitrógeno, sulfhídrico, dióxido de
carbono, helio y mercaptanos. Para su uso doméstico, al igual que al butano, se
le añaden trazas de compuestos olorosos de la familia de los mercaptanos para
que sea fácil detectar una fuga y evitar su ignición espontánea.
Página 114
Figura 17. Consumos y producción de gas natural entre 1965 y 2011.
Los números del gas natural aturden por su magnitud. El promedio de
reservas comprobadas de gas en el mundo se calcula en 156 billones de m3 (BP,
2003). Esto, traducido en reservas potenciales, se aproxima a 372 trillones de
m3. La incorporación de recursos de fuentes no convencionales, tales
como el metano en capas de carbón, y de fuentes altamente especulativas, como
los hidratos de gas naturales, arroja un total de unos 20 000 billones de m3.
Pero no se hagan ilusiones: el 99 % de esos recursos son tan inaccesibles como
la energía nuclear que se libera en los procesos de fusión que ocurren en el
núcleo del Sol.
Según el BP Statistical Review (BP, 2012), el consumo
mundial de gas natural se ha más que triplicado desde 1970 (figura 17). La
producción se incrementó en ese período en un 227 % y en un 2,2 % entre 2010
y 2011. Como ocurre con el petróleo, el consumo de gas natural se ha incrementado
muy rápidamente en Oriente Medio, Asia-Pacífico y África.
A diferencia del petróleo, que se mueve con relativa facilidad por todo
el mundo, el gas natural se comercializa principalmente a escala continental,
debido a las dificultades de hacerlo a escala intercontinental mediante el
trasporte en buques cisterna del gas natural licuado, gas natural que ha sido
procesado para ser trasportado en forma líquida. Esta es la mejor alternativa
para trasportar gas a lugares donde no es económico llevar el gas por otras
Página 115
vías. Un camión cisterna estándar de
40 m3 puede trasportar 600 veces más gas licuado, es decir,
unos 31 800 m3 de gas, pero para comprimirlo hay que enfriarlo
a -160 °C y las instalaciones para hacerlo resultan muy caras. Por eso solo un
10 % del consumo mundial de 2011 fue con gas licuado.
Las limitaciones al trasporte intercontinental de gas, que impiden su
comercialización internacional a escala masiva, junto con la sobreproducción
doméstica experimentada en los últimos años, han traído como consecuencia una
espectacular caída de los precios en Estados Unidos, que ha servido como
banderín de enganche para que, deslumbrados por los precios bajos, gobiernos de
todo el mundo se hayan apuntado a la exploración del gas. Sin embargo, la
situación en Estados Unidos es absolutamente coyuntural y un ejemplo típico de
exceso de oferta sobre la demanda, del que me ocuparé en el siguiente capítulo.
En cualquier caso, merece la pena comenzar por el caso del gas natural
porque su explosión productiva en Norteamérica y la prevista escasez de
petróleo ha impulsado su búsqueda en todo el mundo, y en lugares tan
imaginativos que hubieran hecho las delicias de Ray Bradbury, Julio Verne e
incluso del profesor Franz de Copenhague.
Homenaje al profesor Franz de Copenhague
Un clatrato, estructura de clatrato o compuesto de clatrato (del
latín clathratus, que significa “enrejado”) es una estructura
química formada por una red de un determinado tipo de molécula que
atrapa y retiene a un segundo tipo diferente de molécula. Un hidrato gaseoso
es, por ejemplo, un tipo especial de clatrato en el que la molécula de agua
forma una estructura capaz de contener un gas. El agua congelada puede crear
celdas capaces de contener moléculas de gas enlazadas mediante puentes de
hidrógeno. Numerosos gases de bajo peso molecular (oxígeno, dióxido de carbono,
nitrógeno, sulfhídrico, metano, argón, kriptón, xenón…) forman clatratos en
ciertas condiciones de presión y temperatura.
Bajo las altas presiones que imperan en el fondo del océano, el metano
forma un clatrato sólido con el agua conocido como hidrato de metano,
que contiene gran cantidad de gas dentro de la estructura acuosa cristalina. La
cantidad de metano que se encuentra atrapada de esta forma en los sedimentos
oceánicos es desconocida pero posiblemente sea muy grande, del orden del billón
de toneladas, lo que ha llevado a intentar extraerlo.
Página 116
Desconocidos hasta entonces excepto
para algunos expertos, los clatratos salieron a la luz pública y alcanzaron
cierta notoriedad cuando el 23 de septiembre de 2008 el diario londinense The
Independent dio la noticia de que científicos a bordo de un barco de
investigación con bandera rusa, el Jacob Smirnitskyi, al descubrir
grandes concentraciones de metano en varias zonas que cubren miles
de kilómetros cuadrados de la plataforma continental siberiana, afirmaron tener
pruebas de que millones de toneladas del gas estaban escapando a la atmósfera
desde los fondos marinos del Ártico.
La existencia de clatratos de metano en el Ártico y en el permafrost (el
suelo permanentemente helado de la tundra y la taiga de las tierras boreales
que lo circundan) era bien conocida, como también su presencia en los hielos de
Groenlandia y de la Antártida, pero esa fue la primera vez que se observaba un
lugar en el que la liberación de metano era tan intensa que el gas no tenía
tiempo de disolverse en el agua del mar y salía a la superficie en forma de
burbujas. Inmediatamente fueron bautizadas como “chimeneas de metano” y se
lanzó la hipótesis de que al fundirse las capas de permafrost que impedían
escapar el metano de los depósitos submarinos formados antes de la última
glaciación, la liberación masiva de ese metano, un gas de efecto invernadero,
podría acelerar el calentamiento del planeta y causar un círculo vicioso por el
cual cada vez se fundiría más permafrost y se liberarían mayores cantidades de
gas de efecto invernadero.
Como se calcula que la cantidad de metano depositado bajo el Ártico
supera al carbono almacenado en las reservas carboníferas mundiales, la noticia
no era para tomársela a broma. Entonces se reavivó una hipótesis, la del “fusil
de clatratos”, emitida seis años antes en un documental de la BBC, que sostiene
que si el calentamiento global produce un aumento de la temperatura suficiente
de esos depósitos marinos, todo ese metano se podría liberar repentinamente a
la atmósfera, lo que ampliaría enormemente el efecto invernadero y el
calentamiento de la Tierra hasta niveles sin precedentes. Esta hipótesis
serviría también para explicar la causa del rápido calentamiento global en el
pasado lejano de la Tierra, como en los máximos térmicos del Paleoceno-Eoceno
hace 55 millones de años y del tránsito Pérmico-Triásico hace 250 millones,
cuando la liberación de metano habría causado la extinción de grupos enteros de
animales y plantas que aparecen en el registro fósil.
Página 117
Figura 18. Mediana de las estimaciones de los recursos mundiales in situ de
hidratos de gas distribuidos por regiones. La figura ¡lustra una estimación del
volumen de los hidratos de metano en sedimentos arenosos, los más prometedores
desde el punto de vista productivo. La estimación en todo el mundo es de más de
43 000 Bpc. Datos en Bpc.
Pero a la industria lo que le interesaba era que en los clatratos había
cantidades astronómicas de gas natural (figura 18), de manera que equipos de
investigación de todo el mundo, generosamente financiados por la industria y
los gobiernos de Canadá, Estados Unidos y Japón, se pusieron a buscar un método
para extraerlo. Hoy la mayoría de los proyectos se han abandonado, porque todo
indica que la explotación de los clatratos es un ejemplo extremo de recursos
con un “depósito” muy grande y un “grifo” que permanece completamente cerrado,
a pesar de décadas de investigación y del gasto de cientos de millones de
dólares que no han logrado resultado productivo alguno.
El eterno retorno de lo mismo
De la misma manera que el hombre cambia sin dejar de ser él mismo, la
historia camina hacia adelante sin dejar detrás de sí el pasado, un proceso
eternamente repetido que Nietzsche definía como “el eterno retorno de lo
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mismo”. Incluso a la hora de soñar y
concebir paraísos terrenales es necesario no perder el sentido de la medida. A
esta regla de conducta se atuvo Cervantes al colocar a Sancho al lado de Don
Quijote.
Corría el año 1980 y el catedrático de Química Técnica, Ingeniería
Química y Química Orgánica de la Universidad de Oviedo José Manuel Pertierra,
lo tenía muy claro: había un brillante porvenir energético gracias a la
utilización de las fabulosas reservas de carbón enterradas por debajo de los
1000 metros en las cuencas asturianas. La gasificación hidráulica del carbón
permitiría la producción de la energía más barata del mundo, según el profesor
Pertierra, autor de un estudio publicado por el Instituto de Estudios
Asturianos (Pertierra, 1980), en el que planteaba como objetivo
conseguir en un futuro no muy lejano una energía que será la más barata
del mundo, partiendo de unas reservas carboníferas hasta ahora inexplotables y
que figuran en sus yacimientos superiores entre las energías más caras cuando
se explotan por métodos convencionales.
O sea, que el profesor Pertierra sostenía hace 35 años lo que otros
proclaman ahora sobre las lutitas: un recurso inagotable y barato de gas
natural. ¡Nada nuevo bajo el Sol!
Según el profesor Pertierra, la gasificación subterránea a presión,
tanto de las reservas carboníferas de Asturias como de los lignitos de Teruel,
podía servir para generar un gas natural barato, que sería incorporado a la red
de gasoductos Barcelona-Bilbao-Madrid para su distribución a los centros
urbanos e industriales de gran consumo energético. Como no podía ser menos, en
la presentación del libro el profesor Pertierra la emprendió contra los
agoreros del Club de Roma:
Las reservas de materias primas, sean el petróleo, el carbón y los minerales para la industria, no pueden considerarse, como hizo en 1972 el Club de Roma, como unos depósitos de límites bien definidos. Aquel año, una ola de pesimismo invadió a los países industrializados. El documento, titulado Los límites del crecimiento, del Club de Roma, predecía que, por el agotamiento de las materias primas, el mundo industrializado sufriría una crisis y se derrumbaría a partir de 1980.
El profesor asturiano anunciaba el nacimiento de unas nuevas tecnologías
destinadas al
aprovechamiento de los yacimientos de carbones que, por estar situados a
grandes profundidades, no resultan explotables con facilidad según las
operaciones mineras clásicas o son totalmente inutilizables.
Una cosa parece clara: Pertierra estaba a la última. Por aquellos años,
Estados Unidos, Canadá, Alemania, Bélgica, Holanda y Francia habían iniciado
estudios teóricos y trabajos prácticos sobre la llamada gasificación
subterránea del carbón, para la preparación de un combustible fluido gaseoso
como fuente de energía para centrales térmicas, y la obtención, mediante
síntesis química, del gas natural o metano y para su empleo en la industria
química. Ese ímpetu investigador y tecnológico, sostenía el profesor Pertierra,
dejaba suficientemente demostrado que dicho proceso tecnológico iba a
ofrecer un brillante porvenir a la utilización de unas fabulosas reservas de
carbones situados por debajo de mil metros, que, de otro modo, quedarían sin
posibilidad de explotación con fines energéticos, como resultado de la escasa
potencia de sus capas o vetas por la elevada inclinación de las mismas o por
hallarse a profundidades donde el calor de las rocas y sus presiones impiden la
explotación minera clásica.
En Asturias, tan dependiente por entonces del carbón, la cosa sonaba a
música celestial. Como el Principado poseía yacimientos de carbones que se
explotaban en la cota cercana a 500 metros bajo el mar, y quedaban reservas
conocidas hasta los 900 metros, era muy probable la existencia de capas de
carbón a profundidades todavía mayores, pero inexplotables con la tecnología
minera de aquel tiempo.
La cuenca hullera asturiana tiene unas reservas superiores a los 700
millones de toneladas de carbón, según Pertierra, y gasificarla in situ con
una mezcla de dióxido de carbono e hidrógeno significaba:
poder ofrecer a la industria química la materia prima necesaria para la
síntesis del amoniaco, de abonos químicos y ácido nítrico, del alcohol
metílico, de la urea, de los plásticos y para
Página 120
un cierto número de procesos
industriales, incluida la síntesis del petróleo por el método Fischer-Tropsch.
Y, sobre todo, el producir con el carbón una mezcla gaseosa de óxido de carbono
e hidrógeno, a un coste que ya no estaría influido por el elevado gasto de la
mano de obra del minero picador, cuya mano de obra representaba un 71 % del
coste del carbón extraído, haría rentable la fabricación de petróleo sintético
por el citado método.
Energía y materias primas a tutiplén y dándoles esquinazo a los
revoltosos mineros. ¡Jauja! El entusiasmado cronista de El País concluía
su artículo de forma no muy diferente a como otros periodistas escriben ahora
sobre el gas y el petróleo de “esquistos”* en el mismo y prestigioso diario:
La aplicación de la gasificación subterránea del carbón a gran
profundidad en los yacimientos asturianos, cuya viabilidad económica demuestra
el señor Pertierra (al permitir ampliar las posibilidades de utilización de
unas reservas que, de otro modo, no tendrían aplicación) aporta una eficaz
solución al problema energético y permitirá la creación de nuevas industrias en
el dominio de la carboquímica, la petroquímica y de los procesos inorgánicos
metalúrgicos, que contribuirían eficazmente a proporcionar puestos de trabajo
(Vaquero, 1980).
Véase en el capítulo 5 lo que se dice hoy de las lutitas y el paciente
lector comprobará que seguimos en las mismas. Pero por no dejar en mal lugar a
la prensa española, ni al profesor Pertierra, hay que decir que en 2008 The
Wall Street Journal, portavoz de los intereses financieros de sus vecinos
de la Gran Manzana, volvía a la carga anunciando que la
gasificación in situ del carbón sería la bomba energética que
estaban desarrollando China e India (Winning, 2008). El articulista se extendía
con los acostumbrados ditirambos:
la novedosa técnica podía triplicar o cuadriplicar las reservas
aprovechables de carbón de forma global, compensando la disminución de las
reservas de petróleo.
Esperando estamos. Cuando veamos en el capítulo 5 el caso de las
lutitas, todo quedará claro: es el eterno retorno de lo mismo. Como de
costumbre, los
Página 121
nuevos “inventos” energéticos se
anuncian a bombo y platillo, rodeados de grandes cifras que apabullan, y luego
se esfuman en el silencio de su propio entierro y emprenden el viaje hasta
donde habita el olvido.
Desde el punto de vista técnico, Pertierra lo explicaba perfectamente:
la gasificación in situ o subterránea del carbón (GSC) trata
de gasificar las vetas de carbón que están demasiado profundas para la minería
de superficie y que aún no han sido utilizadas o no son adecuadas para la
minería subterránea. Es potencialmente un recurso enorme (recurso, que no
reserva, como siempre) y los esfuerzos para desarrollarla han estado en marcha
durante más de un siglo. Gran parte del trabajo se llevó a cabo en la antigua
Unión Soviética, con cinco proyectos a escala industrial que estuvieron
operando en la década de 1960 (Hughes, 2013a). El único proyecto GSC a escala
comercial que queda en el mundo, y que ha estado funcionando durante 50 años,
se encuentra en Angren, Uzbekistán, y produce un gas de síntesis* de bajo poder
carbonífero (principalmente H2 y CO) que alimenta una planta de
energía en el mismo lugar.
Fuera de la URSS se llevaron a cabo una serie de proyectos piloto en
Estados Unidos y Europa Occidental, sobre todo en las décadas de 1970 y 1980.
Uno de los más grandes de los últimos años es el proyecto Chinchilla, situado
en Queensland, Australia, que funcionó desde 1999 hasta 2003 y gasificó 35 000
toneladas de carbón. En julio de 2010, las autoridades de Queensland ordenaron
el cierre cautelar de la planta experimental debido a que unos análisis habían
mostrado la presencia en aguas subterráneas de elementos cancerígenos (benceno*
y tolueno*).
En total, teniendo en cuenta las 50 000 toneladas de carbón gasificado
durante los proyectos piloto en Estados Unidos, durante cuatro décadas tan solo
se han gasificado 85 000 toneladas de carbón mediante GSC fuera de la antigua
URSS. En comparación, los estadounidenses produjeron y consumieron casi 1000
millones de toneladas de carbón tan solo en 2011.
Aunque hay muchas propuestas y proyectos GSC en fase inicial por todo el
mundo, incluidos Canadá y Estados Unidos, una revisión de los sitios web de
varios promotores de GSC revela que ninguno de ellos ha llevado a buen término
los proyectos comerciales. El aprovechamiento mediante gasificación in
situ presenta no pocos problemas, entre los que se cuentan algunos de índole
técnica y otros de contaminación atmosférica y de acuíferos.
En definitiva, esos problemas y la falta de una amplia viabilidad
comercial del GSC, a pesar de décadas de intentos, lo convierten en el mejor
Página 122
de los casos en un nicho minúsculo de
futuros suministros de gas. De momento se trata de otro ejemplo de un recurso
constreñido, con un depósito potencial enorme, pero con un grifo muy limitado.
¡A por el grisú!
¡El grisú! He aquí el enemigo más cruel del minero. Traicionero y
temible, se oculta en los recovecos de las partes altas de las galerías, en las
chimeneas y en los pozos; y allí espera agazapado para sembrar la muerte con su
enorme fuerza expansiva; volátil, ligera e invisible. Solo teme a un enemigo
más poderoso que él porque lo destruye y lo deshace con su fuerte soplo: el
viento.
Así describía el facultativo de minas Julián García Muñiz en 1922 el
grisú, conocido por los trabajadores del carbón como el “enemigo silencioso”.
El gas metano de carbón (GMC), también conocido como gas metano de mantos o
lechos carboníferos, es una fuente de gas no convencional generada como parte
del proceso de carbonización, que consiste en que la materia orgánica queda
sepultada durante millones de años y sometida a la exposición del calor y la
presión. Generalmente, el GMC tiene un alto contenido de metano, con pequeñas
proporciones de etano*, propano, butano, dióxido de carbono y nitrógeno. La
roca madre y la roca almacén son las mismas: los diferentes tipos de carbones,
a partir de los cuales el gas natural puede originarse por alteraciones termogénicas
del carbón o por la actividad biogénica de microorganismos descomponedores del
carbón. En ambos casos, el gas está adsorbido —que no absorbido— en el carbón
(es decir, las moléculas de gas se adhieren a la superficie del carbón), donde
se mantiene por la presión y asociado con agua. Como en muchos casos el agua
confinada está asociada a acuíferos de agua potable, la explotación de estos
yacimientos está muy restringida.
Página 123
Figura 19. Reservas estadounidenses de carbón de metano por estado (2006-2010)
comparadas con el pronóstico de la producción hasta 2040 de la US EIA (2013).
Típicamente, la primera fase de desarrollo del metano de carbón es la
eliminación de agua de la formación, a veces durante un año o más, para
eliminar el agua del carbón y reducir la presión, de modo que el metano
adsorbido se libere y pueda migrar hasta la perforación del pozo. La
permeabilidad* natural es muy importante y a menudo se ha mejorado con la
fracturación hidráulica. La producción y la eliminación de grandes cantidades
de agua de la formación puede ser problemática y ha dado lugar a una fuerte oposición
pública en algunas zonas de Estados Unidos, un país en que durante la década de
1990 su recuperación fue considerada un nuevo maná, como ahora lo son los
combustibles almacenados en las lutitas (Hughes, 2013a).
Las exploraciones subsiguientes y los intentos de desarrollo revelaron
que las expectativas generadas eran infundadas. Pero como a las agencias
oficiales les gusta sacar conejos de la chistera, la US EIA no perdió la
oportunidad de hacer pronósticos aventurados con el grisú que desafían las
realidades geológicas (figura 19). A pesar de que en los 21 años trascurridos
desde que se inició la producción significativa de metano de carbón se han
producido 27 Bpc, y de que las reservas actuales son de 17,5 Bpc, después de
haber caído desde 21,9 billones en 2007, lo que quiere decir que la producción
no ha sido
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reemplazada con nuevas
incorporaciones a las reservas. La última proyección de la US EIA es que se
pueden recuperar otros 52 billones en los 29 años que van desde 2011 hasta
2040, lo que significa, ni más ni menos, que la agencia oficial estadounidense
proyecta que para ese año se produzcan y consuman casi el triple de las
reservas actuales.
En la actualidad, la producción de gas de lecho de carbón representa el
8 % de la producción total de gas estadounidense y no ha dejado de caer desde
que alcanzó su pico productivo en 2008. En el resto del mundo, la situación es
similar, por lo que se calcula que seguirá jugando un pequeño papel en el
suministro total de gas en el mundo. El metano de carbón es un ejemplo de un
recurso con un gran “depósito”, si se considera todo el metano existente en las
capas de carbón profundas de todo el mundo, pero con un “grifo” limitado y
obstruido, si se tienen en cuenta las realidades geológicas que condicionan la
tasa a la que puede ser producido.
Verde que te quiero verde
Tal como se define habitualmente en los documentos de la Unión Europea,
la biomasa es la «fracción biodegradable de productos, desechos y residuos de
la agricultura (incluyendo sustancias vegetales y animales), silvicultura e
industrias relacionadas, así como la fracción biodegradable de los residuos
municipales e industriales».
La contribución total de energía de la biomasa a nivel mundial es
alrededor de un 10 % del consumo energético global (figura 1), si bien esa
cifra incluye los usos tradicionales poco eficientes usados en países
subdesarrollados, que no constituyen el principal potencial de la biomasa. Eso
explica que durante la pasada década el porcentaje de la biomasa y los residuos
sobre el total del suministro de energía primaria estuvo por encima del 50 % en
26 países, y por encima del 75 % en 11 de ellos: Haití, Sudán, Zambia, Camerún,
Nigeria, Mozambique, Togo, Nepal, Etiopía, Tanzania y República Democrática del
Congo. Por el contrario, en los países de la OCDE, la biomasa supuso un 3,8 %,
y un 5 % en la UE-15. Si se agrupan los países por niveles de ingresos según
los estándares del Banco Mundial, se obtienen los siguientes resultados de
porcentaje de consumo: 3,4 % para el conjunto de países de ingreso alto, 12,3
% para países de ingreso medio y 53,8 % para países de ingreso bajo.
Página 125
La biomasa constituye una de las
fuentes energéticas renovables con mayor potencial de crecimiento durante las
próximas décadas. El Panel Intergubernamental sobre Cambio Climático espera que
los porcentajes mencionados se incrementen en el caso de los países más
desarrollados. Sus previsiones para el siglo XXI apuntan a que la biomasa (en
el sentido moderno del término, principalmente la de biocarburantes, biogás y
procedente del manejo sostenible de los ecosistemas) puede llegar a alcanzar en
su conjunto una cuota de participación en la producción mundial de energía de
entre el 25 % y el 46 % (Intergovernmental Panel on Climate Change, 2011).
El observatorio que realiza el seguimiento de la situación de las
energías renovables en Europa (Eurobserv’ER Barometer) distingue dentro de la
bioenergía, es decir, de la biomasa en sentido amplio, cuatro fuentes
energéticas diferentes: biomasa sólida, biogás, fracción orgánica de los
residuos sólidos urbanos y biocarburantes. La biomasa sólida fue objeto de una
detallada monografía (Cerdá, 2012) y de la utilización de los residuos sólidos
urbanos me ocupé en una publicación anterior (Bettini, 1998), cuyos datos
básicos pueden actualizarse en el Eurobserv’ER. Paso, pues, a ocuparme de las
otras dos fuentes de biomasa.
Gas a ras de suelo
El metano (CH4), el hidrocarburo alcano* más sencillo, se
presenta en forma de gas a temperaturas y presiones ordinarias. La formación
del metano en la naturaleza es doble: termogénica o biogénica. El metano
termogénico se produce de forma natural en el interior de la tierra a
profundidades variables como consecuencia de la descomposición de organismos
enterrados durante millones de años. Ese metano es el componente esencial del
gas natural. El metano biogénico procede de fuentes de origen biológico que trabajan
constantemente: actividades bacterianas que descomponen la materia orgánica,
arrozales, explotaciones agrícolas en regiones tropicales y subtropicales,
combustión de biomasa, descomposición de residuos orgánicos en vertederos,
ventilación de minas de carbón, fermentación entérica de los rumiantes,
etcétera.
El metano surgido en esos procesos naturales puede utilizarse para
producir biogás en dispositivos específicos (biodigestores) por las reacciones
de biodegradación de la materia orgánica que realizan diversos
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microorganismos descomponedores en
ambiente anaeróbico, es decir, en ausencia de oxígeno. El resultado es una
mezcla constituida por metano (en una proporción que oscila entre un 40 % y un
70 %) y dióxido de carbono (entre un 30-40 %), junto con pequeñas
proporciones de otros gases, como hidrógeno, nitrógeno, oxígeno y sulfuro de
hidrógeno. 1 m3 de biogás con una proporción aproximada de 70
% de metano y 30 % de dióxido de carbono posee un poder calorífico aproximado
de 6000 kcal y tiene la siguiente equivalencia con otras fuentes de energía:
0,8 litros de gasolina, 0,6 m3 de gas natural, 6,9 kwh de
electricidad, 1,5 kg de madera, 0,71 litros de fueloil, 0,3 kg de carbón y 1,2
litros de alcohol combustible.
El biogás se puede utilizar para producir energía eléctrica, mediante
turbinas o plantas generadoras de gas, en hornos, estufas, secadores, calderas
u otros sistemas de combustión a gas. También puede utilizarse en pilas de
combustible, previa realización de una limpieza de SH2 y de
otros contaminantes de las membranas. Se puede introducir en las redes de
trasporte de gas natural previa purificación y agregación de los aditivos
necesarios, y finalmente puede utilizarse como material de base para la
síntesis de productos de elevado valor añadido, como el metanol, el gas natural
licuado e incluso como combustible de automoción.
Figura 20. Esquema del funcionamiento de una planta de gasificación a partir de
los residuos generados en una granja.
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Como el biogás se genera también a partir de residuos orgánicos
agrícolas y ganaderos, se puede producir en gasificadores a pequeña escala
distribuidos por granjas y aldeas (figura 20) o en gasificadores de mayor
envergadura y más centralizados a escala municipal, como los que aprovechan los
vertederos. Aunque la producción de biogás represente muy poco en comparación
con la producción total de gas, producirlo tiene mucho sentido: el metano se
captura y se utiliza en lugar de liberarlo, los riesgos explosivos del gas de
vertedero se eliminan y el volumen de los vertederos se reduce. En el mundo en
desarrollo se están realizando esfuerzos para instalar gasificadores de pequeña
escala para producir combustible para cocinar y otros usos a partir del
estiércol y de residuos orgánicos. Hacerlo limita la necesidad de utilizar leña
para obtener energía, y por tanto reduce la degradación ecológica.
En los países desarrollados, las instalaciones de biogás a gran escala
se utilizan normalmente para proporcionar combustible para la generación de
electricidad. En Estados Unidos se calcula que existen actualmente 560
proyectos de biogás, con la posibilidad de que se inicien otros 510 adicionales
(Hughes, 2013a). La producción de gas a partir de estos proyectos asciende
actualmente a 0,31 Mpc/d, con un potencial adicional de 0,59 Mpc/d si se
desarrollan todos los proyectos.
Producir biogás es una práctica muy debatida en Alemania, ya que la
materia prima principal es el maíz y el gas resultante está muy subvencionado
por la Ley de Energías Renovables. La situación recuerda a las subvenciones
estadounidenses del maíz para obtener etanol: los subsidios en Alemania han
dado como resultado el desplazamiento de otros cultivos de maíz para
alimentación, han impulsado al alza los precios y han incrementado las
importaciones de grano y forraje para animales.
Para hacernos una idea de lo que estamos hablando, mientras en Alemania
hay censadas 5000 instalaciones de biogás, en España no llegan a 30. Un
proyecto singular y estratégico (Probiogás), liderado en España por el centro
tecnológico Ainia, evaluó la disponibilidad de materias primas (residuos
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ganaderos y agrícolas y de la
industria agroalimentaria) susceptibles de ser utilizadas para producir biogás.
El volumen detectado (49,7 millones de toneladas/año) daría para cubrir el
4,2 % de la demanda anual de gas. Pero en nuestro país se da la paradoja de que
el biogás está fiscalmente castigado por una injustificada discriminación
tributaria que obliga a pagar el impuesto del 7 % por producción de
electricidad y el impuesto de hidrocarburos como paga el carbón, por ejemplo.
Así las cosas, es muy difícil que el sector se desarrolle con pujanza en
nuestro país.
En cualquier caso, el biogás es una fuente residual de suministro de
gas. En las circunstancias adecuadas, puede tener sentido ya que puede reducir
las emisiones de gases de efecto invernadero y proporcionar una fuente de
combustible para reducir otros impactos ecológicos. No obstante, no es
suficiente para compensar una parte importante del consumo mundial de gas, y no
es una buena idea intentar aumentar su producción a costa de los cultivos
alimenticios.
Pan para hoy, carburante para mañana
Un biocarburante o biocombustible es una mezcla de hidrocarburos que se
utiliza como combustible (para sustituir a la gasolina o al gasóleo, bien sea
de manera total, en mezcla con estos últimos o como aditivo) y que procede de
la biomasa, es decir, de la materia orgánica originada en un proceso biológico,
espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía.
Para la obtención de los biocarburantes se pueden utilizar especies de
uso agrícola tales como el maíz o la mandioca, ricas en carbohidratos, o
plantas oleaginosas como la soja, el girasol y las palmeras. También se pueden
emplear especies forestales como el eucalipto, los pinos o la jatrofa, de cuyo
caso me ocupé en el capítulo 2. Los biocarburantes más usados y desarrollados
son el bioetanol, émulo de la gasolina, y el biodiésel, sustituto del gasoil.
El bioetanol se obtiene por fermentación alcohólica de azúcares de diversas
plantas, como la caña de azúcar, la remolacha o los cereales, o mediante la
hidrólisis y fermentación del almidón obtenido del maíz y de otros cereales.
El biodiésel se fabrica a partir de aceites vegetales, que pueden ser
usados o sin usar. En este último caso se suele usar colza, soja o tabaco,
cultivados para este propósito y a los que se somete a un proceso industrial de
trasesterificación. La mayor parte del biodiésel y cerca de un 80 % del
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bioetanol producidos en el mundo se
utilizan como combustibles para trasporte. El resto sirve como insumo en la
fabricación de bebidas alcohólicas y en otras industrias como la farmacéutica.
Hay otros biocarburantes, como el biopropanol o el biobutanol, que son
menos conocidos pero podrían tomar mayor relevancia futura habida cuenta del
declive y el alto precio de los combustibles fósiles. La relevancia es
relativa, como se desprende de la última revolución de los biocombustibles: la
jatrofa 2.0.
Los litros de biodiésel que se obtienen por hectárea y año dependen del
cultivo empleado y de los suelos que se laboren, porque no es lo mismo cultivar
en una vega húmeda que en una ladera con fuerte escorrentía. Según el centro de
referencia del biodiésel en España (BioDieselSpain.com), los rendimientos
medios en condiciones de suelo “normales” de los cultivos más comunes en litros
por hectárea y año eran en 2006 los siguientes:
Soja (Glicine max): 420. Arroz (Oriza sativa): 770. Tung (Aleurites
fordii): 880. Girasol (Helianthus annuus): 890. Maní (Arachis
hipogaea):
990. Colza (Brassica napus): 1100. Ricino/tartago (Ricinus
communis): 1320.
Jatrofa/tempate/piñón (Jatropha curcas): 1590. Aguacate, palta (Persea
americana): 2460. Coco (Cocos nucifera): 2510. Palma cocotero (Acrocomia
aculeata): 4200. Palma africana (Elaeis guineensis): 5550.
El balance económico del biodiésel depende también del tipo de residuo
sólido generado por la extracción del aceite. Si este residuo es apto para uso
humano o para alimentos para animales, tendrá valor económico y el coste del
aceite vegetal será proporcionalmente menor. Si, por el contrario, solo se
vende para uso industrial y/o fertilizante, entonces el coste del aceite
vegetal será mayor.
Un caso interesante es el de la jatrofa, nombre común que reúne a una
serie de arbustos y árboles de pequeña talla pertenecientes al género Jatropha
(familia euforbiáceas), cuya principal área de distribución se centra en zonas
tropicales secas y semiáridas de América, desde el sur de Estados Unidos hasta
Argentina, aunque su centro de máxima diversidad se halla en México y
Guatemala. A las regiones tropicales de todo el planeta se exportó una sola
variedad de la planta, apreciada como seto con el que encerrar el ganado, antes
de que se supiera que las semillas de esta planta no comestible producen un
tesoro: aceite de alta calidad que puede refinarse y convertirse en un
combustible diésel o para reactores con baja emisión de carbono. En los últimos
años, la biotecnología ha logrado duplicar el rendimiento en términos
Página 130
de biodiésel de la jatrofa, pero la
producción es despreciable considerando los volúmenes de consumo mundial de
derivados del petróleo.
Considerada hace media docena de años como la próxima gran revolución
del mundo de los biocombustibles, la jatrofa atrajo cientos de millones de
dólares en inversiones. Luego cayó en desgracia cuando llegó la recesión y los
agricultores descubrieron que las diferentes especies utilizadas daban tan
pocas semillas que no producían el aceite suficiente para que su cultivo fuera
rentable. Una burbujita, por decirlo de alguna manera.
A pesar de todo, SGB, una empresa de biocombustibles de San Diego,
California, que investigaba con jatrofas siguió adelante y en 2013 consiguió
finalmente domesticar la planta, un proceso que antes requería décadas. SGB
cultiva unas variedades híbridas que producen biocombustible en unas cantidades
que podrían competir con el petróleo a 99 US$ el barril (cuando la empresa
presentó su trabajo a primeros de 2014 el precio del barril WTI se cotizaba a
94,50 US$). La domesticación biotecnológica de la planta significaría, según
explica SGB, la “revolución energética de la jatrofa 2.0” (Woody, 2014).
La empresa tiene acuerdos para plantar más de 100 000 hectáreas en
Brasil, India y otros países, capaces de producir algún día 265 millones de
litros de combustible anuales. Cuando lea ese número de hectáreas tenga en
cuenta que son 1000 km2, es decir, algo así como la quinta parte de
la superficie de La Rioja. Las posibilidades productivas de la jatrofa
atrajeron el interés de los gigantes de la energía, las aerolíneas y otras
multinacionales que buscan alternativas a los combustibles fósiles. Con no poca
ingenuidad, consideran que la jatrofa es una salvaguardia frente a las subidas
del precio del petróleo y una forma de cumplir con los requisitos legales sobre
emisiones de carbono.
El éxito de SGB a la hora de aumentar el rendimiento de la jatrofa en
nada menos que un 900 % convenció a un consorcio compuesto por Airbus, BP y el
Banco de Desarrollo Interamericano para firmar un acuerdo con la empresa para
plantar 30 000 hectáreas de jatrofa en Brasil. El consorcio, llamado JetBio,
pretende desarrollar biocombustibles para el sector de las aerolíneas, ahora
que la Unión Europea, Australia y otros países imponen topes a las emisiones de
carbono de los aviones.
El avance científico de la compañía de San Diego ha coincidido con una
gran bajada del precio de la secuenciación del ADN, que ha permitido a los
científicos de SGB identificar rápidamente las plantas con más diversidad
Página 131
genética y mayor capacidad de
producción para cruzarlas. A SGB le cuesta 350 dólares elaborar el mapa
genético de una sola variedad de jatrofa para buscar mutaciones valiosas, un
precio que ha caído hasta los 50 dólares en 2013. El precio hace cinco años
eran unos 150 000 dólares.
Para domesticar una planta silvestre, lo habitual era que los
científicos cruzasen dos variedades prometedoras y cruzaran los dedos a la
espera de que floreciesen para ver si el híbrido era viable y producía lo
suficiente. El proceso podía durar años o incluso décadas. La tecnología de SGB
permite a la empresa identificar en el laboratorio, a escala molecular,
híbridos que pueden ser productivos, antes de cruzar las plantas. Hasta aquí
llega la biotecnología actual, lo que proporciona a la empresa una ventaja de
cinco años sobre cualquier gigante de la agricultura que intente imitar la
hazaña. Como reconocía el director científico de SGB, da igual el dinero que se
invierta, porque “no se puede hacer que las células se dividan más deprisa”.
Nuevamente el grifo condiciona el suministro potencial de la jatrofa, ya de por
sí limitado, a poco que echemos unos números, lo que ya adelanté en el capítulo
2.
Cuando se planten en 2014 las 100 000 hectáreas de jatrofa de SGB, habrá
que esperar a que las plantas maduren sexualmente, para lo que deberán
trascurrir entre 5 y 10 años. Seamos optimistas, imaginemos que no falla
ninguna planta y que todas las plantaciones maduran dentro de cinco años: en
2020. Supongamos también que todas las plantas producen a tope, con lo que ese
año se extraerán 265 millones de litros de biodiésel, o lo que es lo mismo, 1,7
millones de barriles. Eso quiere decir que, en el mejor de los casos, las
jatrofas de SGB serán capaces de suministrar 4,5 Kbd en 2021 o, lo que es lo
mismo, producirán un flujo de 3,1 barriles por minuto.
Para entonces, si se cumplen los pronósticos más optimistas, el consumo
mundial de derivados del crudo ascenderá a más de 110 Mbd, lo que significa que
la humanidad chupará un flujo de 4,56 Mb a la hora, 76 389 barriles por minuto:
la “revolución de la jatrofa 2.0” se habrá quedado en nada, en un trago de
décimas de segundo. Si suponemos una superficie como la española, toda ella
plantada de jatrofas 2.0 produciendo al máximo, se lograría el biodiésel
suficiente como para suministrar 2,2 Mbd, apenas media hora del consumo mundial
en 2020. Grifos y suministros, un problema insoluble y una demostración más de
que los esfuerzos inútiles conducen a la melancolía.
La mayor ventaja de los biocombustibles es su capacidad para mezclarse
con los carburantes convencionales. No tienen problemas para llevarse bien.
Página 132
El bioetanol se incorpora a la
gasolina en las instalaciones de almacenamiento al mismo tiempo que se añaden
los aditivos, exactamente en el brazo de carga de los camiones cisterna. El
biodiésel se agrega en las refinerías. Como regla general, y según especificaciones
internacionales, la gasolina se combina con bioetanol en un porcentaje no
superior al 10 % en volumen y el gasóleo se mezcla con biodiésel hasta el 7 %
en volumen. Pero hay excepciones. Existen vehículos especialmente diseñados
(flexi-fuel) que admiten etanol E85, una mezcla de gasolina y etanol con un
85 % en volumen de biocarburante. Y hay taxis o autobuses urbanos que se mueven
con biodiésel B30, una mezcla de gasóleo y biodiésel en una proporción de
70:30. Los combustibles no cambian mucho si se le añaden biocarburantes porque
unos y otros tienen características físico-químicas muy similares, aunque con
el bioetanol hay que vigilar la curva de destilación y la compatibilidad de los
materiales, y con el biodiésel se debe estudiar la estabilidad y el
comportamiento en frío. Todo ello se tiene en cuenta al formular los aditivos.
Una de las mayores críticas hacia el etanol de maíz es que favorece el
desvío del uso de los maizales para alimento convirtiéndolos en productores de
combustible, lo que trae como consecuencia el incremento del precio de los
alimentos y una posible escasez de los mismos, como también el abandono de
otros cultivos alimenticios. Algunos estudios indican que el etanol contenido
en un galón* de gasolina E10 (10 %de etanol), encierra la suficiente energía
para alimentar a una persona durante 1,4 días y que la cantidad total producida
en 2011 en Estados Unidos, que fue de 13 950 millones de galones, sería
suficiente para alimentar a 570 millones de personas ese año.
En cualquier caso, los estudios subrayan que la producción de etanol de
maíz en los Estados Unidos es insostenible y requiere subsidios
gubernamentales. Hay problemas similares con otros cultivos alimentarios, como
la soja, la caña de azúcar y la palma aceitera, que desplazan a los cultivos de
alimentos para los seres humanos y, en el caso de la caña de azúcar y del
aceite de palma, a los ecosistemas tropicales vírgenes. La TRE de estas fuentes
es algo mayor que el etanol de maíz, cuyo valor es siempre inferior a dos. La
caña de azúcar, por ejemplo, incluyendo en el proceso el uso de los tallos
quemados para calefactar, puede llegar a ser de 8:1. Otros estudios sugieren
que no es inferior a 3:1 (Hughes, 2013a).
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La jungla de asfalto y las tierras
del Orinoco
Conocidas también como arenas bituminosas, arenas de petróleo, arenas
petrolíferas, arenas de alquitrán y en Venezuela como crudo extrapesado, las
tierras asfálticas son una combinación de arcilla, arena, agua y bitumen. El
bitumen, también llamado betún o brea*, una
materia orgánica soluble en solventes orgánicos, es un derivado degradado
térmicamente del querógeno, que está constituido por una mezcla de líquidos
orgánicos altamente viscosa, negra y pegajosa, a su vez compuesta
principalmente por hidrocarburos aromáticos policíclicos. Desde el punto de
vista de su uso como combustible, el bitumen es la principal materia prima de
la explotación petrolera de las llamadas arenas bituminosas, actualmente en
desarrollo en Alberta, Canadá, y del petróleo extrapesado venezolano.
Cuando se limpian las tierras asfálticas de arenas, arcillas y otras
impurezas, para lo que requieren tratamientos altamente consumidores de agua y
energía, porque en promedio se necesitan dos toneladas de tierras y entre dos a
cuatro barriles de agua para obtener un solo barril de petróleo, se extrae un
bitumen que, para poder ser utilizado en la industria petrolífera, necesita ser
mejorado (upgraded) desde el momento mismo de su bombeo, dado que es
demasiado viscoso para fluir. Para que lo haga, el bitumen necesita ser diluido
con un 30 % de gas condensado o con un 50 % de crudo sintético* de petróleo
para crear un bitumen diluido o dilbi* que se puede mover a través de un
oleoducto.
Por eso, la producción de petróleo desde arenas asfálticas obliga a
Canadá a importar cantidades mastodónticas de diluyentes, de donde se desprende
la paradoja de que los canadienses importan derivados refinados del petróleo
para producir petróleo bruto. Canadá tendrá que importar 700 000 barriles de
diluyentes al día en el año 2030 si quiere cumplir con la previsión de
crecimiento de su producción de arenas asfálticas.
Antes de pasar a la torre de destilado convencional, y una vez diluido
convenientemente, el bitumen debe sufrir un proceso de mejora que consiste
básicamente en primer lugar en el llamado coking, un procedimiento
de calentamiento intenso que separa las moléculas de los hidrocarburos, y en
segundo término en la reducción del contenido de azufre, nitrógeno y metales
como el níquel y el vanadio. Luego, una vez en la torre de destilación de la
refinería, debe sufrir un proceso de ruptura molecular similar al que sufre el
Página 134
petróleo convencional antes de ser
sometido a los procesos de refinado para producir combustibles como la gasolina
o el gasoil.
Los recursos de bitumen extraíbles a cielo abierto son mucho más escasos
que los profundos. Por ejemplo, en Canadá el 80 % de los recursos petrolíferos
proceden de las arenas asfálticas, la mayor parte de las cuales están tan
profundas que no son extraíbles por medio de la minería en superficie. De ahí
que se hayan desarrollado o se estén desarrollando sofisticados métodos de
extracción in situ a cual más complicado, que implican la
inyección de vapor de agua y solventes por medio de pozos para separar el bitumen
y extraerlo hasta la superficie. En cualquier caso, sea por minería en
superficie o sea por procedimientos in situ, lo que se obtiene es
bitumen que ha de ser mejorado para poder ser utilizado comercialmente.
El bitumen extraíble en superficie requiere menos energía entrante para
recuperarlo y constituye el 64 % de los 8100 Mbl recuperados en Canadá hasta
el momento. De los restantes yacimientos que se están explotando, el 88 % son
explotados a cielo abierto. De lo que queda como “reservas comprobadas” sin
desarrollo activo, solo el 8 % son minerables en superficie, por lo que el 92
% restante debería recuperarse con métodos in situ que
requieren consumos energéticos más intensivos cuyos resultados prácticos desde
el punto de vista comercial están por verse.
Por todo ello, la producción de bitumen a partir de las arenas
asfálticas es muy costosa, superior a la mayoría de las estimaciones para el
petróleo procedente de cualquier otra fuente, incluido el ya de por sí caro
petróleo de lutitas. Los costes de rentabilidad mínima para la minería con
trasformación a crudo sintético son de más de 100 dólares por barril, lo que
supone que prácticamente no queda margen comercial a los precios actuales.
Aunque la TRE media del bitumen de minería es relativamente alta, del
orden de 12:1, como el bitumen necesita ser trasformado antes de poder ser
usado, una TRE de 5:1 sería una medida más adecuada para el producto final. El
bitumen recuperable por métodos in situ, que supone un 80 % del
recurso, empieza en una TRE media de 5:1, que resulta muy inferior, alrededor
de 2,9:1, cuando se trasforma (Hughes, 2013a).
Esas estimaciones de la TRE son a la baja, porque no incluyen los costes
de la energía incorporada a la infraestructura, tales como las plantas de
tratamiento del bitumen, los oleoductos, los camiones y las excavadoras, así
como de combustible diésel y otros consumos de energía en el proceso de
recuperación. Tampoco incluyen el coste energético de importar diluyentes
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para mover el bitumen por tuberías o
el consumo de la energía de mover el dilbit a los mercados. Aunque es difícil
calcular con precisión, estas entradas adicionales probablemente reduzcan la
TRE de trasformar el bitumen in situ a un 2,4:1, y de 4,5:1 o
menos para el bitumen extraído por minería a cielo abierto. Por otra parte,
teniendo en cuenta que los recursos de calidad más altos se recuperan primero,
se puede esperar que la TRE disminuya con el tiempo conforme los recursos
explotables en superficie se agoten y las operaciones in situ se
muevan hacia las zonas menos productivas.
Además, las arenas asfálticas vienen acompañadas de impactos ambientales
más altos que las explotaciones convencionales, tanto en emisiones aéreas en la
explotación, emisiones totales de CO2 en el ciclo completo de
producción, como en la contaminación de aguas subterráneas y otras
contaminaciones.
Considerando su ciclo completo, las emisiones de gases de efecto
invernadero producidas en la extracción de las arenas asfálticas son tres o
cuatro veces superiores a las producidas en la extracción del petróleo
convencional. Si se tiene en cuenta el ciclo de emisiones desde que se produce
hasta que se consume, las arenas asfálticas emiten un 23 % más de gases de
efecto invernadero.
Finalmente, aunque por ley todas las operaciones de extracción de arenas
asfálticas deben ser restauradas, la proporción de las restauradas después de
más de 40 años de operaciones es minúscula y su impacto sobre el paisaje es
desolador, pues el movimiento de tierras necesario para remover y extraer las
arenas deja huellas de miles de hectáreas de rocas desnudas.
Por sus propiedades, el crudo extrapesado venezolano es un pariente muy
cercano de las arenas asfálticas. El 90 % del petróleo extrapesado del mundo
está concentrado en la franja venezolana del Orinoco, una superficie de algo
más de 142 000 km2 que se extiende en una franja de unos 2000
km de longitud a lo largo de la cuenca del río que le da nombre. Por razones
geopolíticas que no se escapan a nadie, dado que Venezuela ha sido un proveedor
histórico de Estados Unidos y que muchas de las refinerías de la costa
estadounidense del golfo de México tienen su capacidad de refinado* adaptada al
chapapote venezolano, los recursos de la cuenca del Orinoco preocupan
especialmente en Estados Unidos.
Las previsiones hechas por la compañía estatal venezolana Petróleos de
Venezuela (PDVSA) son de lo más optimistas. En su informe anual de 2010
“certificó sin más” que había 215 000 Mbl de “reservas” en la franja del
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Orinoco. Eso elevaba las “reservas”
totales del país hasta los 296 500 Mbl, convirtiéndolo en el mayor poseedor de
reservas petrolíferas del mundo. La compañía cerraba así el círculo del
incremento de las reservas venezolanas cuadriplicando las declaradas en 2005,
mientras al mismo tiempo la producción continuaba cayendo sin parar. El
Instituto CATO declaró esa subida en las reservas como “seriamente
fraudulenta”, dado que está basada en datos rudimentarios, a los que resulta
inadecuado calificar como “reservas”.
El crudo venezolano es en promedio un poco más ligero que el bitumen
procedente de las arenas asfálticas canadienses, y de ahí que sea más fácil
moverlo y refinarlo, aunque también es prácticamente bitumen, lo que conlleva
que necesite la práctica totalidad de los procesos de mejora necesarios para
trasformar las arenas asfálticas en un producto lo suficientemente líquido como
para ser trasportado por oleoductos.
Cuando se extrae del terreno, es una mezcla extremadamente viscosa, con
el inconfundible aspecto alquitranado del chapapote que trasportaba el Prestige cuando
encalló en las costas gallegas. Ahora bien, en el momento de la
extracción el crudo venezolano tiene frente al canadiense la ventaja de la
temperatura, porque no es lo mismo extraer crudo pesado de Venezuela, donde el
interior del yacimiento está caliente (alrededor de 55 °C), y el petróleo
fluye mejor, que sacarlo de Canadá, donde las bajas temperaturas del interior
(unos 11 °C) hacen que el crudo esté en un estado demasiado viscoso, más
cercano al estado sólido que al líquido.
Una vez el crudo llega a la refinería, el problema se centra en el bajo
porcentaje de fracciones livianas que tiene el petróleo pesado y que se
requieren para producir gasolina y diésel. Lo que suele hacerse es mezclarlo
con otro más ligero para que la mezcla resultante tenga la densidad apropiada
para procesarlo en la refinería. Ese y otros procesos, entre los que se
encuentra la desulfurización energética dado que estos crudos pesados tienen un
elevado contenido de azufre, convierten el crudo venezolano en un combustible
con una TRE muy baja, similar a la de 3:1 de las arenas asfálticas extraídas
por métodos in situ.
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Figura 21. Producción de petróleo venezolano y reservas declaradas, 1980-2011.
El Gobierno de Chávez en Venezuela declaró en 2012 que planeaba duplicar
la producción de petróleo en 2019, cuya mayor parte tendría que venir de la
franja del Orinoco. Es muy discutible que la producción crezca algo habida
cuenta del fracaso de las previsiones anteriores, el marcado declive de la
producción (véase figura 21) y los niveles de deuda generalmente elevados de
PDVSA, una empresa nacional que el Gobierno venezolano utiliza para financiar
una amplia variedad de programas sociales.
Venezuela es un buen ejemplo de los desafíos que aparecen sobre el
terreno cuando se quiere aumentar significativamente la producción. Las
reservas son probablemente exageradas y el crecimiento debe proceder del crudo
extrapesado, que presenta desafíos similares a los de las arenas asfálticas de
Canadá. El chapapote venezolano está sometido a la vez a una tasa de suministro
lenta y a una energía neta muy baja, por lo que es poco probable que suministre
una nueva producción significativa para compensar la disminución de la
producción de crudo convencional del mundo, como pretenden las interesadas
estadísticas de BP que comenté en el capítulo anterior.
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Cualquier tipo de roca sedimentaria o metamòrfica de grano fìno rica en
materia orgánica que contenga querógeno es una roca bituminosa, una oil
shale en el vocabulario petrolífero. El termino oil shale (petróleo
de bituminosas) es un nombre inapropiado, ya que lo que contienen
esas rocas no es petróleo sino querógeno, materia orgánica que no ha sido
expuesta a las temperaturas y presiones suficientes para transformarse en
petróleo.
Hay enormes recursos in situ de pizarras bituminosas
ampliamente distribuidos por todo el mundo, pero nunca se han producido a tasas
significativas. Se piensa que Estados Unidos posee al menos la mitad de los
recursos del mundo en la formación Green River de Utah, Colorado y Wyoming, que
se ha convertido en un lugar común de la retórica de la “independencia
energética”, porque los billones de barriles de petróleo que sus exégetas dicen
que contiene son citados a menudo por los epulones con no poca intención de
despistar, habida cuenta de que hablan de recursos y no de reservas probadas,
porque hablar de reservas, como comenté en el capítulo 2, tiene implicaciones
legales.
De hecho, si esos billones de barriles fueran reservas probadas y no
recursos in situ, Estados Unidos pasaría a ser inmediatamente el
mayor productor potencial de petróleo del mundo. Pero la realidad constatable
es otra: la formación Green River no es recuperable con la tecnología actual ni
es económicamente rentable a los precios actuales del petróleo.
Como las pizarras bituminosas no contienen petróleo sino querógeno, su
trasformación industrial en líquidos derivados del petróleo exige intensas
entradas de calor durante períodos de tiempo prolongados, en un proceso de
pirólisis* caro y complejo conocido como retorting*. Las pizarras
bituminosas también se pueden quemar directamente como una fuente de calor para
la generación de energía, como se ha hecho en Europa y Asia durante muchos años
a pequeña escala. Si se utilizan de este modo, rinden aproximadamente la mitad
del calor del carbón lignito de grado bajo.
El máximo de producción mundial de pizarras bituminosas se produjo en
1980 a razón de unos 18 400 barriles de equivalente petróleo al día, es decir,
menos del 0,002 % del consumo mundial de líquidos del petróleo. Ello da una
idea del problema fundamental de las pizarras bituminosas: solamente una
pequeña fracción de los pretendidos vastos recursos son recuperables con
métodos mineros, mientras que hay muchos experimentos piloto con
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diferentes planes de
recuperación in situ que todavía no han producido petróleo a
tasas comerciales. Sin embargo, como de costumbre, la AIE exagera cuando dice
que hay 800 KMbl recuperables entre 50 y 100 dólares por barril (en dólares de
2008). Basta analizar la experiencia pasada para tomar buena nota de que ese
pronóstico es, en el mejor de los casos, solo una ilusión.
Se han hecho muchas estimaciones sobre la energía neta (TRE) de las
pizarras bituminosas, y la mayoría han resultado muy bajas debido a la cantidad
de energía necesaria para su producción. Una revisión de las estimaciones más
recientes y una descripción de las cuestiones relacionadas con el cálculo de la
TRE de las pizarras bituminosas apuntan a que la TRE es de 1,5:1, si se
considera la energía interna usada en el proceso, y entre 2,6:1 y 6,9:1 si se
considera solo la energía externa “comprada”, lo cual las sitúa al nivel de las
arenas asfálticas. Además, considerando la amplia variabilidad de la calidad de
las pizarras bituminosas, la TRE será mucho más baja o negativa para el grueso
del recurso, dado que las operaciones existentes se han centrado en los
recursos de calidad más alta.
Los impactos medioambientales colaterales del desarrollo de las pizarras
bituminosas son el alto consumo de agua (los yacimientos están localizados en
territorios muy secos), el impacto paisajístico y la huella superficial que
dejan las infraestructuras y las emisiones de gases de efecto invernadero,
significativamente más altas que las producidas por el petróleo convencional.
Los asuntos relacionados con el agua han sido estudiados por la Oficina de
Contabilidad del Gobierno estadounidense, que ha calculado que el uso de agua
puede llegar a alcanzar un consumo de 12 barriles de agua por barril de
petróleo en las operaciones in situ, y cinco barriles de agua por
barril de petróleo en la minería a cielo abierto.
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Figura 22. Esquema del proceso de extracción de bituminosas mediante pozo de
congelación.
La producción de pizarras bituminosas no solo está limitada
energéticamente, sino que es un ejemplo extremo de un recurso de tasa limitada
del que hasta el momento no hay producción significativa ni parece que pueda
haberla en un futuro previsible. A pesar de esas limitaciones, en el World
Energy Outlook de 2012, la AIE ha censado billones de barriles como “técnicamente
recuperables” en el Nuevo Continente, aunque no dicen en qué plazo esperan que
se produzca tal maravilla, habida cuenta de las experiencias de los procesos de
conversión in situ, que son de una complejidad tal que están a
décadas de poder utilizarse o quizá no se consiga nunca. Dos de ellos, el
proceso de conversión in situ por congelación de muro de la
Shell (ICP), y el proceso Electrofrac, de ExxonMobil, son representativos de
los desafíos y las entradas masivas de energía que se requieren.
En el proceso de congelación de muro de la Shell, que haría las delicias
del profesor Bacterio, se construye un muro congelado para aislar el área de
procesado de las aguas subterráneas circundantes (figura 22). Se perforan pozos
de 2000 metros de profundidad, a unos dos metros y medio de distancia, y se
rellenan con un circulante formado por un líquido superrefrigerado para enfriar
el suelo hasta -60 °F. A continuación se retira el agua de la zona de trabajo,
se perforan pozos de calefacción y recuperación a intervalos de 10-12 metros
dentro de la zona de trabajo, y se bajan
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calefactores eléctricos por los pozos
de calefacción que se utilizan para calentar la pizarra bituminosa entre 650 y
700 °F durante aproximadamente 4 años. El querógeno de la pizarra bituminosa se
trasforma lentamente en petróleo confinado y en gases, que a continuación
fluyen a la superficie a través de los pozos de recuperación. Como puede verse,
no es una bicoca.
El proceso de Electrofrac, de ExxonMobil, está diseñado para calentar la
pizarra bituminosa in situ mediante la conducción de
electricidad a través de las fracturas inducidas en la pizarra, que se llenan
con material conductor para formar un elemento de calentamiento por
resistencia. El calor fluye desde la fractura hacia la formación de pizarra bituminosa,
y va convirtiendo gradualmente la materia orgánica sólida bituminosa en
petróleo móvil y en gas, que pueden ser extraídos por métodos convencionales.
Shell ha cerrado recientemente su proyecto piloto de congelación de muro
después de haber declarado que era un “éxito”, mientras que Intek señala que
“serán necesarios muchos años de investigación y desarrollo para demostrar la
viabilidad técnica, ambiental y económica” del proceso de ExxonMobil. Por su
parte, Chevron ha cerrado su proyecto piloto en Colorado, que utilizaba su
patentada tecnología in situ CRUSH. Por tanto, a pesar de
décadas de investigación y experimentación, y de cientos de millones de dólares
gastados, todavía no hay producción significativa a partir de las pizarras
bituminosas, cuyo futuro es tan negro como su aspecto.
Mar adentro
El 3 de junio de 1979, una explosión del pozo de exploración Ixtoc 1,
operado por la compañía mexicana Pemex en aguas del golfo de México, a unos 94
kilómetros de la costa de Campeche, en Ciudad del Carmen, provocó un escape de
crudo de petróleo que duró hasta el 23 de marzo del año siguiente y arrojó al
mar un total de 3,3 millones de barriles, lo que originó una marea negra que
impactó con consecuencias desastrosas sobre las costas de los estados mexicanos
de Campeche, Tabasco, Veracruz y Tamaulipas, y afectó también a la vecina
Texas. Fue el precedente de lo que ocurriría 30 años después.
El 22 de abril de 2010, coincidiendo con la celebración del Día de la
Tierra, la plataforma petrolífera Deepwater Horizon, después de una explosión
que causó la muerte de 11 trabajadores, se hundió en las aguas del golfo de
México. La plataforma, propiedad de una empresa de servicios
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petrolíferos, Transocean, había sido
contratada por BP y sus socios (Anadarko y Mitsui Oil) para la perforación del
pozo Macondo, situado en el fondo marino, a unos 75 kilómetros de las costas de
Luisiana y a 1522 metros de profundidad. El accidente tuvo lugar cuando, tras
el hallazgo de petróleo y gas, la compañía de servicios Halliburton se disponía
a cementar y sellar el pozo hasta que el consorcio liderado por BP decidiera
hacerlo operativo.
El naufragio de la plataforma y la consiguiente rotura de la conducción
que la unía con la boca del pozo, provocaron un escape de crudo. Después de un
mes largo de vertido incontrolado, el derrame, que hasta la fecha es la peor
catástrofe medioambiental acaecida en Estados Unidos, causó una marea negra que
cubrió un área como la de la Comunidad de Madrid y afectó a las costas de
Luisiana, Alabama, Misisipi y Florida. Cada día brotaba del fondo del océano un
flujo de petróleo de una magnitud que nadie se atrevía a cuantificar, pero que
—como ocurre con el conteo de participantes en las manifestaciones— oscilaba
entre los 5000 barriles (800 000 litros) diarios reconocidos por las
autoridades y los 20 000 a 70 000 barriles diarios barajados por algunos expertos
más quisquillosos.
La catástrofe puso punto final a la carrera de éxitos exploratorios de
la Deepwater Horizon, una plataforma que ostentaba el récord mundial de
profundidad de perforación en aguas marinas. Un récord logrado en una operación
también contratada por BP en el golfo de México. El 2 de septiembre de 2009, la
petrolera anunció el éxito del sondeo de exploración Tiber, localizado a unos
400 kilómetros al sureste de Houston. El pozo constituyó un hito en la historia
de la exploración petrolera porque, después de atravesar una capa de agua de
1259 metros, perforó el fondo marino hasta una profundidad de 9426. Total: 10
685 metros. La Deepwater Horizon era una plataforma moderna (había sido
construida en 2001) que operaba en las aguas relativamente tranquilas del golfo
de México, en las cuales la industria petrolera había completado 80 sondeos
durante el período 2000-2008, horadando fondos marinos localizados bajo más de
2250 metros de agua, y 190 ubicados entre 1500 y 2250 metros.
La explotación marina del Ártico añade un riesgo más, porque ha de
llevarse a cabo en aguas frías y con hielos flotantes. Considerando que las
altas temperaturas del agua en el golfo de México sirvieron para dispersar y
degradar el derrame de Macondo con relativa rapidez, los restos del derrame
del Exxon Valdez en Alaska, un naufragio que tuvo lugar hace
casi 25 años, son todavía visibles. Los movimientos impredecibles de los
bloques de hielo
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y los icebergs suponen una amenaza
para las plataformas muy diferente a la que experimentan más al sur. Shell
experimentó algunos de esos desafíos cuando intentó comenzar a perforar el mar
Chukchi en septiembre de 2012.
En las codiciadas tierras y mares del Ártico varios gigantes petroleros
intentan explotar los 360 000 millones de barriles equivalentes* de petróleo
que, según el Servicio Geológico de Estados Unidos, están por descubrir en esas
aguas. La exploración puede convertirse en una pesadilla incluso para colosos
de recursos económicos casi ilimitados, como Royal Dutch Shell o Statoil, que
están llegando a los límites, a los recursos frontera, donde los riesgos y los
costes son extraordinarios.
Un frío extremo, meses de oscuridad, tormentas con vientos huracanados,
bloques flotantes de hielo y una niebla que parece sólida convierten en una
epopeya diaria las condiciones de trabajo en las aguas de Alaska, que incluyen
los mares árticos Chukchi y Beaufort, en cuyas plataformas flotantes las
condiciones de extrema dureza llevan hasta el límite de la resistencia humana
las operaciones cotidianas y rutinarias de los trabajadores: acceder a la
instalación, andar por ella o efectuar cualquier tarea manual. Los fracasos se
suceden.
La petrolera Shell anunció el 27 de febrero de 2013 que suspendía las
operaciones en los mares septentrionales de Alaska. La dureza de la
climatología, problemas técnicos y de seguridad en sus instalaciones marinas y,
sobre todo, ver cómo su plataforma de perforación flotante Kulluk encallaba
tras romper sus anclajes en la isla deshabitada de Sitkalidak (próxima a
Kodiak, en el golfo de Alaska), y cómo su tripulación de 18 personas tenía que
ser rescatada por el Servicio de Guardacostas, cuya base más cercana estaba a
casi 2000 kilómetros del punto de naufragio, fue la gota que colmó el pozo sin
fondo de sus exploraciones marinas en el Ártico, en las que Shell lleva
invertidos más de 3000 millones de euros sin haber logrado extraer cantidades
mínimamente significativas. La detención de las exploraciones árticas también
repercute en la española Repsol, que posee los derechos de 71 bloques en el mar
de Beaufort (14 500 km2) que pretende explotar con Shell.
La petrolera noruega Statoil, que estaba muy pendiente de los avatares
de Shell, ha hecho lo propio. “Nos vamos a tomar un descanso en Alaska”,
declaró su director ejecutivo, Bill Maloney, a la agencia Bloomberg (García
Vega, 2013). La petrolera ha pospuesto sus planes de perforación hasta al menos
2015 para centrarse en el Ártico noruego y ruso. También Lukoil
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prefiere Siberia antes que Alaska. Es
decir, la tensión sobre el Ártico no desaparece sino que se traslada e
intensifica en nuevas zonas, como el mar de Kara (Ártico ruso), donde la
americana ExxonMobil y la estatal rusa Rosneft comparten intereses. Todo
“beneficiado” por un cambio climático que empieza a permitir explotar áreas
hasta ahora inaccesibles.
En su afán por encontrar y extraer hidrocarburos bajo el lecho marino,
enfrentándose a profundidades de agua cada vez mayores, la industria del
petróleo y del gas se ha embarcado en una espectacular carrera tecnológica. El
resultado es que la extracción mundial de petróleo de campos localizada bajo
aguas profundas (entre 400 y 1500 metros) ha aumentado de menos de 200 Kbd en
1995 a más de cinco Mbd en 2007. Y la procedente de yacimientos situados bajo
aguas ultraprofundas (más de 1500 metros) ha evolucionado de prácticamente nada
en 2004 a 200 Kbd a finales de 2010.
En contraposición al discurso oficial de algunos grandes del petróleo
(ya se sabe: los riesgos son controlables, los altos costes asumibles y los
beneficios potenciales muy altos), la industria aseguradora les ha hecho pisar
suelo. Lloyd’s advertía a sus clientes en un informe que actuar tras un derrame
de crudo en una “región muy sensible a cualquier daño” tendría “múltiples
obstáculos, y todos juntos suponen un riesgo único y difícil de gestionar”. El
banco alemán WestLB anunció el año pasado que dejaba de asegurar perforaciones
marinas en Alaska porque “el riesgo y los costes eran simplemente muy altos”. Y
la petrolera francesa Total avisaba de que cualquier accidente en la zona sería
un “desastre”.
Resulta que, pese a todo el impresionante desarrollo tecnológico, a la
experiencia acumulada y a las medidas de seguridad desplegadas en las
operaciones en aguas profundas y ultraprofundas, la industria petrolera sabe
que afronta riesgos físicos nada despreciables. Entre estos destacan las altas
presiones y temperaturas reinantes a varios kilómetros de profundidad en el
subsuelo, la existencia de acumulaciones de hidratos de gas en una franja
próxima al lecho marino que pueden ocasionar súbitas erupciones explosivas de
metano, así como el comportamiento plástico de las formaciones salinas, que en
ocasiones deben atravesarse antes de llegar a la roca que contiene los
hidrocarburos. Por otro lado, las petroleras no pueden descuidar en ningún
momento la supervisión de los mecanismos de seguridad de los sofisticados
sistemas de producción instalados sobre el fondo marino. Con ese trasfondo, los
accidentes resultan inevitables. Cualquier error técnico o humano, como el que
se produjo en el caso de la plataforma Deepwater Horizon, puede tener
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consecuencias fatales. Las
explosiones e incendios en plataformas, con la consiguiente pérdida de vidas
humanas y el vertido de volúmenes de crudo, son los accidentes más comunes. De
hecho, en los últimos 30 años este tipo de incidentes se cuentan por docenas.
La exploración de las aguas profundas, una aventura que hubiera
hechizado al capitán Nemo, es la última frontera. Los pozos salen muy caros, a
un coste de 100 millones de dólares o más cada uno. Alquilar los equipos para
perforar en aguas ultraprofundas cuesta de 600 000 a 700 000 dólares diarios.
Los pozos pueden ser muy productivos, con tasas de 50 Kbd o más, pero su
declive puede ser también alto. Según el analista energético Jean Lahèrrere, la
producción global procedente de aguas profundas continuará creciendo desde los
6,7 Mbd en 2010 hasta los 11,5 Mbd en 2024, tras lo cual la producción se
desplomará (Lahèrrere, 2011).
Como en el caso de otras fuentes no convencionales, el caso de Estados
Unidos, el país donde más se están desarrollando los recursos mar adentro, que
ha sido analizado por Hughes (2013a), sirve para hacernos una idea de las
oportunidades y problemas que plantea la explotación de aguas profundas.
El Annual Energy Outlook de 2013 de la US EIA prevé que la
producción estadounidense de aguas profundas permanezca en los 1,7
Mbd o menos hasta 2035, alrededor de un cuarto de la producción total de crudo
de petróleo. La realidad es más prosaica, según se desprende de algunos datos
reales.
Según los datos del US BOEM (2012), la figura 23 resume las reservas
remanentes y los recursos técnicamente recuperables de las plataformas
continentales externas de Estados Unidos. Antes de comentarlos, conviene
señalar dos cosas. Primera, que las “reservas estimadas” que aparecen en la
figura son previsiones que no están necesariamente probadas. Segunda, del total
de los recursos restantes que se muestran en la gráfica, solo el 10 % son en
realidad reservas probadas. El resto son cálculos probabilísticos basados en
datos limitados.
Los recursos no descubiertos técnicamente recuperables en tres de las
cuatro regiones que aparecen en la gráfica, Atlántico, Pacífico y golfo de
México, representan solo el 15 % del total estimado de dichos recursos en
Estados Unidos. Eso quiere decir, por ejemplo, que si se pudiera extraer la
media estimada en toda la costa del Atlántico, una región sujeta por el momento
a moratorias de explotación, los 3300 Mbl que se obtendrían representan un
consumo de menos de seis meses para aquel país. La costa del Pacífico al norte
de California meridional, donde también están en vigor las
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prohibiciones, suministraría 4900
Mbl, que tardarían en consumirse menos de 10 meses.
Figura 23. Reservas remanentes y RTR no descubiertos de petróleo en las
plataformas continentales externas de Estados Unidos.
El golfo de México, cuya zona oriental está sujeta también a moratorias
de explotación, tiene, sobradamente, el mayor potencial en términos de reservas
y RTR no descubiertos. Para hacernos idea de lo que rinde uno de esos
“fantásticos” pozos del golfo de México, basta con un dato: satisfacer la
demanda mundial de petróleo (unos 83 Mbd) requiere consumir cada día el
contenido medio de un campo del golfo de México.
Pero lo que para la humanidad puede convertirse en un desastre
medioambiental es para las petroleras una oportunidad económica, y no van a
cesar en su búsqueda de gas y petróleo a cualquier precio, aunque los balances
no cuadren. Los cálculos contenidos en el citado estudio del US BOEM estiman
los costes potenciales para recuperar los RTR no descubiertos en las
plataformas litorales de Estados Unidos. Según esos cálculos, el 79 % del
total, o sea, 70 000 Mbl, se podrían extraer a un coste medio de 90 dólares por
barril, lo que con los precios actuales deja unos márgenes comerciales mínimos,
si se tiene en cuenta que a los costes de explotación hay que sumar los del
trasporte (complejo y más exigente en infraestructuras que en el caso de los
petróleos obtenidos en tierra firme), refinería y distribución.
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Para conseguir un negocio tan
pírrico, será necesario levantar las moratorias de todas las costas donde ahora
está prohibido perforar, desarrollar todas las plataformas litorales y aceptar
los riesgos ambientales, que son precisamente la razón principal que justificó
la implantación de las moratorias. Eso significaría también desarrollar la
explotación de los mares Chukchi y Beaufort en el Ártico, que suponen un 90 %
de la producción potencial de Alaska.
Con los mismos datos del US BOEM (2012), la situación del gas natural de
aguas profundas es similar. Menos de un 4 % del total de recursos de gas son
reservas realmente probadas. La previsión se ha realizado en estimaciones
probabilísticas basadas en datos muy limitados, es decir, en el cuento de la
lechera.
Como sucede en el caso del petróleo, el golfo de México tiene el mayor
potencial de reservas y de RTR no descubiertos de gas. Aunque hay moratorias
para prevenir la explotación del Atlántico, la mayor parte del Pacífico y el
este del golfo de México, esas regiones representan en conjunto solo el 14 %
del total de las estimaciones de los RTR no descubiertos de todo tipo en
Estados Unidos. Por ejemplo, la media estimada de tales recursos en toda la
costa del Atlántico, unos 31,3 Bpc, si pudieran explotarse, representaría el
suministro estadounidense para 15 meses. La costa del Pacífico al norte de
California meridional, donde están implantadas las actuales prohibiciones,
almacena 16,11 Bpc, lo que significaría el consumo estadounidense de ocho
meses.
En el citado informe, el US BOEM calculó que recuperar 253 Bpc, el 64 %
del total de los RTR no descubiertos, podría hacerse con un coste de 6,41
dólares por Kpc o menos, que es el precio máximo de venta que la US EIA
pronostica de aquí a 2035 (US EIA, 2013), lo cual quiere decir que no hay
margen comercial alguno. Como en el caso del petróleo, conseguirlo supondría
levantar las moratorias en todas las costas, desarrollar todas las demás
plataformas costeras y aceptar los riesgos ambientales que fundamentaron las
moratorias. Significaría también desarrollar las explotaciones costeras en los
mares Chukchi y Beaufort en el Ártico, que contienen el 88 % del potencial
gasífero marítimo de Alaska.
Como sucede con la explotación del petróleo de aguas profundas, la
exploración y producción del gas natural en esas aguas es muy cara. Los precios
de construcción por pozo y de alquiler de los equipos para aguas ultraprofundas
son los apuntados para el caso del petróleo. A pesar del
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optimismo de la US EIA por mantener e
incrementar la producción de gas en las aguas del golfo de México hasta 2040,
la producción ha ido constantemente a la baja hasta llegar al 70 % por debajo
del nivel de 1998, en que se encuentra ahora. Dadas esas tendencias, el
optimismo de la agencia oficial estadounidense parece excesivo.
La producción de gas de aguas profundas supone un riesgo ambiental
contaminante menor que la del petróleo, dado que el gas se disipa rápidamente.
No obstante, mucha de la producción marina del golfo de México está asociada
con el petróleo, y de ahí los riesgos inherentes que surgieron
espectacularmente a la luz durante el derrame del Macondo en 2010, que son
similares a los que producirían los pozos de petróleo y gas asociados*. Es
imposible reducir tales riesgos a cero, dados los medios hostiles e impredecibles
que se están explorando. Los problemas de explotación en el Ártico se han
apuntado más arriba.
Se prevé que el gas de origen costero cubra menos del 10 % de los
suministros de gas estadounidenses hasta 2040. A pesar de su significativo
potencial no descubierto, es más difícil que la producción del gas marítimo
esté más constreñida por el “grifo” que por el “depósito”. Abrir a la
explotación áreas costeras que actualmente se hallan sometidas a moratorias
daría acceso a recursos adicionales relativamente pequeños, comparados con los
del golfo de México, mientras que los riesgos ambientales afectarían a regiones
mucho más extensas. La producción de gas en aguas del Ártico en el futuro
predecible es improbable que sea poco más que un nicho minúsculo de
suministros.
Buscando gasoil desesperadamente
Veamos ahora una vieja historia: la de la conversión de gas y carbón a
combustibles líquidos. Hasta un 80 % de las reservas convencionales de gas,
comprobadas y potenciales, se encuentra demasiado lejos de los grandes mercados
como para ser transportadas mediante gasoductos. Algunos ejemplos son las
grandes reservas de gas de Qatar, Irán, los Emiratos Árabes Unidos, Rusia,
Arabia Saudí, Canadá y Estados Unidos, que esperan el desarrollo de nuevas
tecnologías de trasporte para ser llevadas al mercado.
Algunas reservas de gas remotas son explotadas y enviadas por gasoductos
a las plantas de gas natural licuado (GNL), donde son enfriadas hasta -162 °C
[-259 °F], transferidas a costosas embarcaciones de GNL
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aisladas y presurizadas, y
despachadas a las terminales, donde se las devuelve a su estado gaseoso
natural. La viabilidad económica del método de trasporte de GNL depende de la
baja cotización del gas natural entrante, la instalación y la operación eficaz
desde el punto de vista de los costos de la infraestructura de licuefacción y
condensación, la accesibilidad a flotas de embarcaciones de trasporte
especiales, y de que el gas tenga una alta cotización colocado en el mercado
final.
Un tipo diferente de tecnología de conversión de gas a hidrocarburo
líquido es el denominado GTL, por sus siglas en inglés (Gas To Liquids).
El proceso GTL, donde una reacción química convierte el gas natural en
hidrocarburos líquidos, no es un invento nuevo. Después de la Primera Guerra
Mundial, las sanciones económicas impuestas en Versalles impulsaron a los
científicos alemanes de la República de Weimar a explorar formas de sintetizar
el petróleo líquido proveniente de los abundantes recursos de carbón del país.
Uno de los métodos que tuvo éxito fue el proceso Fischer-Tropsch, desarrollado
en 1923 por Franz Fischer y Hans Tropsch en el Instituto Kaiser-Wilhelm de
Investigación del Carbón de Mülheim, Alemania, que permitió convertir el metano
obtenido de calentar carbón mediante gasificación en combustible diésel de alta
calidad, aceite lubricante y ceras.
El método de Fischer-Tropsch adquirió una especial notoriedad en
Alemania en la década de 1930. Como el III Reich carecía de petróleo para su
uso industrial y bélico, pero le sobraba carbón, los nazis volvieron los ojos a
la obtención de petróleo por métodos no convencionales, que en el caso alemán
no podían ser otros que su obtención a partir del carbón o el esquisto. De
hecho, las batallas por los territorios petrolíferos del norte de África,
Oriente Medio y Rusia, que perdieron finalmente los alemanes, fueron, en
realidad, guerras del petróleo.
El proceso Fischer-Tropsch tuvo un serio competidor en la licuefacción
directa del carbón, impulsada por un conglomerado de empresas alemanas (IG
Farben), que se desarrolló aún más deprisa. Era el proceso Bergius (en honor de
su descubridor, Friedrich Bergius, Premio Nobel de Química en 1931), mediante
el cual un 50-60 % del carbón puede convertirse en aceites combustibles por
hidrogenación a altas temperaturas y presiones (450 °C y 250 atmósferas) y en
presencia de un catalizador* formado por sulfuras metálicos.
A principios de 1944, el Reich producía a partir de carbón unos 124 Kbd
de carburantes, que suponían más del 90 % del queroseno de aviación y más
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del 50 % del carburante total del
país. Esta producción provenía sobre todo de 18 plantas de licuefacción
directa, pero también de nueve pequeñas plantas Fischer-Tropsch que aportaban
unos 14 Kbd. Ambos métodos presentan dos problemas: uno ambiental, que
evidentemente no era la mayor preocupación de la Alemania nazi; y otro, mucho
mayor: el estado de la técnica en la década de 1940 hacía que el cociente
coste/beneficio saliera inferior a uno. En definitiva, era el negocio de
Abundio, que solo se podía permitir una economía de guerra.
Finalizada la Segunda Guerra Mundial, varios países comenzaron a
investigar la generación de combustibles sintéticos en base a la técnica de
Fischer-Tropsch. Las plantas alemanas fueron desmontadas y trasladadas a Rusia,
donde constituyeron la base para los esfuerzos industriales de producción de
ceras y productos químicos. En un entorno de preocupación por la seguridad
futura de las importaciones de hidrocarburos, en Estados Unidos y en Sudáfrica
se desarrollaron experiencias para evaluar la eficacia de la reacción
Fischer-Tropsch a diferentes presiones y temperaturas, con diferentes
catalizadores y diferentes métodos de circulación de los gases y líquidos a
través del reactor.
A pesar de su escaso rendimiento, el procedimiento es absolutamente
viable y, de hecho, el método Fischer-Tropsch mejorado se sigue empleando en la
actualidad sobre todo para trasformar gas natural en combustibles líquidos,
como se hace en Qatar, donde sobra el gas y escasea el petróleo, o en
Sudáfrica, donde floreció a partir de 1950 cuando el embargo del petróleo al
régimen del apartheid hizo que las autoridades volvieran los
ojos a sus grandes reservas de carbón. En 1953 se puso en marcha la primera
planta en Sudáfrica y, desde entonces, impulsados en gran medida por las
restricciones de importaciones de petróleo al régimen racista, los combustibles
Fischer-Tropsch cubrieron el 36 % de las necesidades sudafricanas en materia
de combustibles líquidos.
En la España de los años cuarenta, debido al aislamiento del país, se
pusieron en marcha intentos carpetovetónicos de explotación de los yacimientos
de lignitos y pizarras bituminosas por pirólisis, que sensatamente nunca se
llevaron a cabo a pesar de apelar a los “supremos intereses de España”, debido
a que las cuentas no cuadraban ni de lejos. El lector interesado puede
encontrarlos en un librito impagable que aún circula por algunas librerías de
viejo, Petróleo en España, del inspector general del
Página 151
Cuerpo de Ingenieros Industriales al
Servicio del Estado Carlos E. Montañés (Montañés, 1939).
En la actualidad, la tecnología GTL se emplea en una docena de
instalaciones en el mundo gestionadas por las pocas multinacionales capaces de
contar con las amplias fuentes de gas necesarias y de hacer frente a las
elevadas inversiones en infraestructuras. Aunque las actuales plantas de GTL se
basan en la tecnología Fischer-Tropsch, en los últimos años se han patentado
diversas mejoras y métodos similares.
Los procesos GTL actualmente en operación convierten 286 m3 de
gas en un poco más de 0.16 m3 (un barril) de combustible
sintético líquido, un rendimiento ridículo. Que la inversión exigida por las
infraestructuras es enorme lo demuestra que en una planta GTL recién terminada
en Qatar, Shell invirtió aproximadamente 136 000 dólares por barril-por-día de
capacidad (es decir, 19 000 millones por una capacidad de 140 Kbd),
considerablemente más alta que una planta de arenas asfálticas con mejorador,
que generalmente cuesta alrededor de 100 000 dólares por barril-por-día de
capacidad. En definitiva, su uso sería económicamente rentable solo si el
petróleo es particularmente caro o escaso, si algún obstáculo impide la
comercialización directa del gas o si se dispone de una fuente de gas natural
cercana. En el caso de Europa, no se trata de un sistema especialmente útil, ya
que gran parte de los recursos de gas natural que consumimos se encuentran
fuera de nuestras fronteras. No obstante, con el anunciado fin del petróleo y
las esperadas subidas de precios, estos sistemas están empezando a ser cada vez
más interesantes.
Según sus impulsores, esta tecnología presenta diversas ventajas: se
obtiene un combustible más “ecológico”, al contener apenas azufre y generar
menos gases, por lo que contribuye a reducir el efecto invernadero; es más
eficiente, al tener un alto índice de cetano*; su uso no requiere ninguna
modificación en los motores actuales, por lo que puede distribuirse en las
estaciones de servicio convencionales; cubre la demanda insatisfecha de diesel
y permite reducir la dependencia energética del petróleo.
Sin embargo, cabe recordar que, aunque el dióxido de carbono no se emita
en la reacción de Fischer-Tropsch en sí misma, sí se emite en la etapa previa
de gasificación y en la posterior combustión del gas de síntesis no convertido.
Además, aunque el proceso de gasificación permite teóricamente la captura y
secuestro del CO2, ninguna planta incluye todavía esta opción.
Página 152
Desde la perspectiva de las emisiones
de CO2, el Consejo para la Defensa de los Recursos Naturales de
Estados Unidos ha informado que los líquidos derivados del carbón duplican las
emisiones “pozo-a-ruedas” de la gasolina. Por otro lado, en Estados Unidos se
ha calculado que producir tres millones de barriles diarios en 2030 requeriría
producir unos 550 millones de toneladas de carbón al año. Esto exigiría que la
minería del carbón estadounidense se incrementara un 50 %. Los impactos
medioambientales colaterales de la minería de carbón son bien conocidos, y una
ampliación de la producción cercana a esa cantidad parece imposible desde el
punto de vista logístico y de la disponibilidad de reservas. Y aunque fuera
posible, esos tres millones de barriles son un vaso de agua en la alberca del
consumo total del país.
Estados Unidos había puesto grandes expectativas en la conversión de gas
y carbón a líquidos como una fuente más de su tan cacareada “independencia
energética”, pero la US EIA las ha rebajado mucho. Su proyección para el año
pasado anunciaba 0,26 Mbd de producción combinada CTL y GTL en 2040 (US EIA,
2013). Por tanto, a pesar del hecho de que se diga que el carbón y el gas
constituyen unos recursos in situ enormes, su conversión es un
caso típico del “grifo”, la tasa de suministro, que constriñe el “depósito”. No
parece que la producción de líquidos a partir de carbón o de gas pueda ser un
suministrador significativo de combustibles líquidos en el futuro previsible.
Pozos sin fondo
Debido a que la mayor cantidad de crudo se encuentra en el medio poroso
o matriz (véase la entrada “Permeabilidad y porosidad”), es decir, en la roca,
llámese arenisca, caliza o lutita, cuando un yacimiento petrolífero llega al
final de su vida útil el grueso de su petróleo (unos dos tercios) permanece en
la roca porque es demasiado difícil o demasiado caro extraerlo. Se calcula que
recuperar solo el 1 % extra de los yacimientos de todo el mundo equivaldría de
20 a 30 billones de barriles de petróleo recuperado adicionales.
Existen tres mecanismos básicos para la extracción o recuperación del
petróleo, llamados primario, secundario y terciario. Se dice que la
recuperación es primaria cuando, al iniciar la producción, la presión de los
fluidos en el interior del yacimiento es suficiente para forzar la salida
natural del petróleo a través del pozo. Durante la vida productiva del
yacimiento la presión desciende, y entonces se requiere hacer una recuperación
secundaria,
Página 153
que es la inyección de agua o de gas
para compensar la pérdida de presión ayudada con bombas para extraer el
petróleo.
Con el paso del tiempo, por más agua o gas que se inyecten, y aunque se
usen avanzados sistemas de bombeo, ya no se recupera más petróleo y comienza el
declive. En este punto puede aplicarse la recuperación terciaria o mejorada,
que en esencia se usa para hacer dos cosas: reducir la viscosidad del petróleo
para facilitar su flujo o, literalmente, exprimir el petróleo a través de los
poros de la roca. Para conseguirlo se utilizan varios métodos, entre los que se
encuentran los químicos (utilización de polímeros y surfactantes), térmicos
(estimulación con vapor y combustión in situ), miscibles (añadido
de hidrocarburos solventes), microbianos, eléctricos, vibratorios y de
perforación horizontal, etcétera.
Existen varios tipos de moléculas que pueden ayudar a mejorar la
producción. Básicamente, lo que hacen es reducir la tensión superficial o
interfacial con el fin de mejorar la movilidad o cambiar la hidratación de la
roca donde se encuentra el crudo. Entre las técnicas más generalizadas para
facilitar el flujo de petróleo se encuentran la inyección de vapor en los pozos
(pues al calentar el combustible circula más fácilmente y mejor hacia los pozos
de producción), la inyección de productos químicos para liberar el petróleo
atrapado en la roca o matriz y la inyección de gases como nitrógeno o dióxido
de carbono. Esta última es la más empleada actualmente, y también ha sido
empleada como una forma de mejorar la producción de metano en capas de carbón
porque el CO2 desplaza selectivamente al metano en el carbón.
No obstante, también hincha el carbón, reduciendo la permeabilidad y limitando
así la capacidad de producir metano.
Como sucede con cualquier otro proyecto de producción de petróleo o gas,
se necesitan importantes inversiones en infraestructuras para obtener el CO2 junto
con los pozos de inyección y producción. La integridad del almacenamiento a
largo plazo es también una preocupación de gran importancia, que ha sido puesta
en duda en el proyecto Weyburn por las denuncias de fugas de CO2.
Inyectar gas en el subsuelo provoca seísmos (véase Peinado, 2013).
La US EIA pronostica que las tasas actuales de producción petrolífera
mediante recuperación mejorada caeran a corto plazo y después se triplicarán
hasta 0,66 Mbd en 2040. Por eso, y por los problemas ambientales asociados, la
recuperación mejorada del petróleo es muy difícil que sea algo más que una
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pequeña contribución a satisfacer las
necesidades futuras de petróleo del mundo.
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5
Lutita se llama mi amor
En 2010 los medios españoles incorporaron a su vocabulario unas palabras
inglesas desconocidas hasta entonces en nuestro país. Los nuevos vocablos,
importados directamente de la jerga petrolera estadounidense, aparecían siempre
entrecomillados, como mandan los libros de estilo: “shale oil” y “shale gas”.
Estaba claro que se hablaba de petróleo (oil) y de gas, pero, debió de
preguntarse alguien preocupado por el correcto uso del idioma: ¿qué demonios es
eso de “shale”? Acudió al diccionario, a cualquier diccionario convencional, y
allí estaba la traducción. Shale se traducía como esquisto.
Por lo tanto, creyó que se trataba de “petróleo de esquistos” y de “gas de
esquistos”. Pues no, no se trata de esquistos sino de lutitas.
Lutitas al salón
Empecemos por descifrar una torre de Babel que dificulta entender unos
discursos que contienen términos equívocos: shale oil, que no es lo
mismo que oil shale, y tight oil, que algunos han traducido a las
bravas como “petróleo confinado”*, “petróleo hermético”, “petróleo apretado” o
“petróleo compacto”, que así se le ha llamado atendiendo a diferentes
acepciones de la palabra tight. Curiosamente, las traducciones
deficientes no han sido exclusivas de los periodistas, a los que no es exigible
que posean conocimientos geológicos de cierto nivel, sino que aparecen en los
escritos apologéticos de la industria petrolífera o gasística española y en los
sesudos artículos e informes de expertos en recursos energéticos y mineros,
incluido algún informe emitido por el ilustre Colegio Oficial de Ingenieros de
Minas.
Como sobrepasa mis conocimientos y no es mi propósito disertar sobre
geología, me centraré ahora en las lutitas e invito al lector más curioso a que
lea en las “Notas finales” las entradas rocas bituminosas*, rocas
metamórficas*, rocas orgánicas* y rocas sedimentarias*. De esta lectura podrán
deducir lo que ahora les resumo: por sus propias condiciones fisicoquímicas,
derivadas de su formación a lo largo de millones de años, es
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imposible que rocas profundamente
metamorfizadas como los esquistos tengan petróleo o gas. Hay vestigios de
querógeno, un precursor del petróleo, en un tipo de rocas escasamente
metamorfizadas, las pizarras bituminosas, pero la presencia de gas o petróleo
es un fenómeno exclusivo de las rocas sedimentarias. La ausencia tanto de
fósiles como de restos de hidrocarburos característica de los esquistos y otras
rocas metamórficas convierte en pintorescas las denominaciones de “gas de
esquistos” o “petróleo de esquistos”, aplicadas en España a los hidrocarburos
que surgen de las lutitas.
Pues bien, aunque el término shale se haya traducido al
castellano como pizarra o esquisto, en términos geológicos se debe usar para
denominar las rocas sedimentarias de grano fino y muy baja permeabilidad
conocidas como lutitas, un tipo petrológico amplio que agrupa a las rocas sedimentarias
compuestas por partículas del tamaño de la arcilla y del limo, que constituyen
más de la mitad de las rocas sedimentarias.
La composición mineralógica y química de las lutitas es muy compleja,
pero lo que aquí nos interesa es que asociadas a ellas se pueden encontrar
cantidades considerables de materia orgánica, generalmente en forma de carbono
finamente dividido, que les da color oscuro o negro. En otras ocasiones
contienen hidrocarburos formados en ambientes reductores o anaerobios
relacionados con la formación del petróleo, que reciben el nombre de lutitas
orgánicas*. Como a los operadores lo que les interesa es que la roca tenga
hidrocarburos, emplean el término lutitas en un sentido amplio, que incluye las
lutitas orgánicas propiamente dichas, pero también las pizarras, que son el
resultado de una moderada metamorfización de las lutitas, y ciertas areniscas o
rocas carbonatadas de grano muy fino para los que algunos usan también el
término “compacto”, en inglés tight. Esta concepción amplia del
término lutitas es la que emplearé generalmente a lo largo del texto.
Las lutitas, consideradas durante décadas como rocas “sello” o
“tapadera” de los yacimientos de hidrocarburos, han sido atravesadas por los
perforadores petrolíferos en búsqueda de zonas productivas situadas en
formaciones de areniscas o carbonatos. Sin embargo, gracias a la combinación de
geología, tecnología y economía (a comienzos del tercer milenio el gas había
alcanzado unos precios nunca vistos en Estados Unidos), las lutitas orgánicas
llevaron a los operadores estadounidenses a ejercer los derechos de perforación
que poseían y creían agotados para extraer gas. Por eso, una buena parte de los
actuales campos de explotación no convencional de gas y petróleo
estadounidenses están situados sobre o cerca de los antiguos campos
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petrolíferos de Pensilvania, Texas u
Oklahoma, a los cuales hasta hace bien poco se les daba por agotados por la
explotación convencional del petróleo.
Millones de pozos de petróleo o de gas perforados en los últimos 150
años habían penetrado a través de estratos potentes de lutitas antes de
alcanzar los estratos ricos en hidrocarburos que eran su objetivo. Y
atravesaban las capas de lutitas porque esas rocas sedimentarias de
permeabilidad extremadamente baja son una barrera natural para la migración del
petróleo y el gas, por lo que servían como rocas tapadera en los yacimientos
convencionales. En las lutitas gasíferas el gas es generado localmente, y la lutita
actúa a la vez como roca generadora (roca madre) y como yacimiento (roca
almacén). Este gas puede almacenarse intersticialmente en los espacios porosos,
entre los granos de rocas o las fracturas de la lutita, o ser adsorbido en la
superficie de los componentes orgánicos contenidos en la lutita. Otro tanto
puede decirse de las más escasas lutitas petrolíferas. Esa es la gran
diferencia con los yacimientos convencionales, en los que el hidrocarburo migra
desde la roca madre hacia una arenisca o carbonato donde se acumula en una
trampa estructural o estratigráfica, a la que a menudo subyace un contacto
gas-agua.
Dos tecnologías —la perforación horizontal acoplada con la fracturación
hidráulica múltiple a gran escala (fracking)— hicieron posible la
extracción de hidrocarburos atrapados en las lutitas y en otras rocas de grano
muy fino que caracterizan los yacimientos no convencionales, donde el
hidrocarburo está contenido en estratos de roca poco porosa y de permeabilidad
extremadamente baja.
Volveré al fracking en el capítulo 6, pero ahora me
ocuparé de cómo estaba la situación energética del mundo cuando dio comienzo el
siglo XXI.
Una revolución en ciernes
La situación energética de Estados Unidos pintaba muy mal en la primera
década del actual milenio. Con la precisión de un reloj suizo, el pico del
petróleo anunciado por Marion Hubbert se había cumplido, y el país —que había
dejado atrás el repunte productivo provocado por el hallazgo de los yacimientos
gigantes de Alasita que habían entrado en flanco declive— se veía obligado a
seguir la tendencia comenzada a mitad de la década de 1970: tenía que importar.
La producción petrolífera estadounidense había aumentado rápidamente a
raíz de la Segunda Guerra Mundial y alcanzó su punto máximo en 1970,
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cuando de las bocas de los pozos
manaban cada día 9,6 millones de barriles. Cuarenta años después, en 2011, la
producción diaria había caído hasta 5,9 millones (véase figura 24). La
producción en Prudhoe Bay y otros yacimientos del North Slope de Alaska, los
descubrimientos más grandes de petróleo estadounidense desde 1960, habían caído
un 72 % desde su producción máxima en 1988, y se estaban aproximando a la
capacidad mínima operativa del oleoducto de Alyeska.
Los datos de diciembre de la Agencia de Información de la Energía eran
deprimentes (US EIA, 2012c). La mayoría de las regiones petrolíferas
estadounidenses estaban de capa caída. Excepción hecha de Texas y Dakota del
Norte, donde estaban comenzando a explotarse unos nuevos tipos de yacimientos
no convencionales de los que todo el mundillo energético hablaba y no paraba,
la producción disminuía sin cesar o permanecía estable. La producción en 2012
había caído 31 puntos porcentuales respecto a 1985, y 36 puntos si la
referencia eran los días de vino y rosas de los años 70.
Figura 24. Producción petrolífera estadounidense por regiones entre 1985 y 2012.
Cuando la producción estaba en su punto álgido en 1970, Estados Unidos
tenía 531 000 pozos operativos que producían poco menos de unos 18 bl/d
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cada uno. Cuarenta años después, el
país tenía aproximadamente el mismo número de pozos operativos (530 000), pero
la productividad media había caído a 10,4 bl/d (US EIA, 2011a). Era el vivo
retrato de la ley de los rendimientos decrecientes: la productividad media por
pozo había caído el 44 % en las últimas cuatro décadas (figura 25).
Para complicar aún más las cosas, el desequilibrio entre producción y
consumo observado en los últimos 30 años había alcanzado diferencias
históricas. Según las estadísticas energéticas mundiales (BP, 2012), durante
las tres últimas décadas la producción de energía procedente de todas las
fuentes se había incrementado en un 16 %, mientras que el consumo lo había
hecho en un 29 %. Como consecuencia, el 20 % del consumo energético
estadounidense tuvo que importarse en 2011, mientras que en 1981 se había importado
solo el 11 %.
Figura 25. Pozos operativos y productividad por pozo en Estados Unidos entre 1970
y 2010.
A pesar de que cuando apareció ese informe se había instalado en el país
el mito de la “independencia energética” del que luego me ocuparé, el 42 % del
consumo de petróleo procedía en 2012 de importaciones. Solamente el 34 % del
petróleo consumido en ese año procedía del subsuelo estadounidense o de sus
plataformas litorales, mientras que el balance se completaba con el
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consumo de líquidos procedentes del
gas natural, las ganancias de refinerías y biocombustibles que son
energéticamente inferiores al petróleo y que, en el caso de los líquidos del
gas natural, no pueden sustituir completamente al petróleo porque solo poseen
un 60 % de la capacidad energética de este (véase el capítulo 1).
Carpe diem
Así estaban las cosas en 2007, con el barril de petróleo en máximos
históricos (100 dólares, el récord hasta entonces) y en pleno peak oil,
cuando la industria petrolera estadounidense echó las campanas al vuelo y
anunció que los tiempos habían cambiado. Aún sin admitir, o admitiendo a
regañadientes, como ya comenzaban a hacer, que la era del petróleo líquido
tenía los días contados, habían encontrado la forma de extraer hidrocarburos
(sobre todo gas natural en cantidades astronómicas, pero también algo de petróleo)
no ya debajo de las piedras, sino dentro mismo de las piedras y en unas
cantidades tan extraordinarias que el problema del petróleo había dejado de
existir. El mensaje volvía a ser: “Quemad, chicos, quemad”.
John Hofmeister, exjefe de operaciones para Estados Unidos de Shell, lo
vio claro cuando declaró en septiembre de 2012: “A menos que algo cambie en
serio en los próximos cinco años, vamos a depender del gas, porque no habrá
suficiente petróleo para todos” (Bussey, 2012). Puede que no hubiera bastante
petróleo, pero gas iba a sobrar; y como del gas podían obtenerse líquidos, el
problema del oro negro pasaría a la historia. Nadie completó el relato diciendo
que la producción de líquidos a partir del gas era más cara y que su
rendimiento energético era mucho menor. Para qué preocuparse… ¡Carpe
diem!
L a shale revolution, la extracción de gas y petróleo de
yacimientos inaccesibles hasta el momento fue saludada como “el nuevo tesoro
nacional”, “Eldorado en forma de gas” o “el nuevo maná”, y proclamada la
herramienta clave para un cambio de paradigma energético. El lema de
“independencia energética” se adueñó del país del mundo más adicto al petróleo.
La disminución de la producción de gas y petróleo convencionales se compensaría
con la explotación de unas rocas, las shales, mediante una
tecnología innovadora, el fracking horizontal.
Apareció triunfalmente en escena un personaje del que nadie había oído
hablar, el shale gas, que se anunció como un combustible de
transición hacia
Página 161
l a low-carbon economy,
esto es, hacia un desarrollo bajo en emisiones de CO2, acompañado de
otro actor secundario, un petróleo no convencional, el tight oil.
Ambos serían capaces de devolver a Estados Unidos su papel como mayor
productor de petróleo del mundo, lo que, además, eliminaría la necesidad de
importaciones extranjeras.
Algo había de cierto en todo ello: el gas estadounidense no daba las
señales de declive que mostraba el petróleo. No solo no lo hacía sino que la
producción crecía, lo que no evitaba que en plena retórica de independencia
energética, y a pesar del incremento de la producción doméstica, el país
tuviera que seguir importando en 2012 un 8,6 % de sus suministros de gas
natural.
En realidad, el gas natural convencional presentaba claros síntomas de
declive en la mayoría de los estados productores tradicionales, como Alaska,
Nuevo México, Oklahoma, Wyoming o en las plataformas marinas del golfo de
México. El crecimiento sustancial en gas natural provenía de yacimientos no
convencionales de Luisiana, Texas, Pensilvania y un puñado de otros estados.
La buena nueva del hallazgo de esos yacimientos llegó en un momento muy
especial, durante el cual la producción de petróleo de Estados Unidos estaba
sumida en un declive general comenzado hacía cuatro décadas, los precios del
petróleo y el gas subían como la espuma, y los principales medios de
comunicación comenzaban a hablar de vez en cuando de la posibilidad de que la
producción mundial de petróleo estaba cerca de su inevitable pico. En ese
contexto, el aumento de la producción de gas no convencional parecía la
respuesta a una plegaria. La industria lo tuvo claro: había una oportunidad
para hacer retroceder a sus críticos y hacer un montón de dinero. Comenzó el
tiempo de las profecías apologéticas y las estimaciones hiperbólicas.
Tiempo de profecías y el advenimiento de Saudiamérica
La situación recordaba a la década de 1970. Las crisis del petróleo* de
los años 70, junto con la disminución de la producción de petróleo doméstico,
habían provocado en Estados Unidos un debate acerca de los límites efectivos de
los suministros petrolíferos que, entre otras cosas, hizo que el Congreso
aprobara la Strategie Petroleum Reserve (SPR), una gigantesca reserva
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estratégica* cuyos depósitos
subterráneos custodian a día de hoy 727 millones de barriles de oro negro.
El país experimentaba también una crisis de gas natural: los precios a
pie de pozo subieron más de un 400 % entre 1971 y 1978, mientras que la
producción se redujo más de un 11 %. El problema de la escasez de petróleo se
resolvió transitoriamente gracias a los nuevos descubrimientos en Alaska y el
mar del Norte: los precios del petróleo disminuyeron en la década de 1980 y se
mantuvieron bajos durante más de 10 años. El mercado doméstico de gas natural
pudo reequilibrarse finalmente por la reducción del consumo, que condujo a
precios estables y asequibles que durarían, de nuevo, hasta la década de 2000.
A lo largo de las décadas de 1980 y 1990, el petróleo barato y el gas a
precios asequibles y estables permitieron a los estadounidenses olvidarse de la
necesidad de gastar menos carburantes y de desarrollar fuentes de energía
renovables para concentrarse en sus deportes favoritos: conducir y consumir.
¿Podría el auge de las lutitas ofrecer un alivio similar al petróleo y a las
alzas de los precios de gas en la primera década del siglo XXI? La industria,
obviamente, pensaba que sí y estaba decidida a aprovechar al máximo la
oportunidad.
Comenzó la ofensiva mediática. El objetivo estaba claro y se apoyaba en
una piedra angular: como las lutitas y sus parientes las areniscas eran, de
lejos, las rocas sedimentarias más abundantes en la Tierra, los hidrocarburos
que encerraban eran unos recursos inagotables en los que valía la pena confiar
e invertir. La industria petrolífera y gasística necesitaba capital de
inversión para las costosas operaciones de fracking. Había que
buscar inversores confiados que las financiaran y empresas que las llevaran a
cabo, unas empresas a los que, de paso, se les suministrarían los equipos que
fabricaba la propia industria.
Desde el inicio de su historia, el fracking estadounidense
se ha caracterizado por pequeños empresarios que, animados por los precios
altos del petróleo y el gas, corrían grandes riesgos al desarrollar recursos
marginales explotables con una tecnología muy cara. No debe resultarnos
extraño: la crisis del ladrillo español se llevó por delante a algunos peces
gordos, pero también a miles de pequeños constructores que soñaron con
convertirse en nuevos “florentinos”.
Para poder animar el asunto, las grandes compañías necesitaban
inversores que creyeran que el fracking era el nuevo e
inagotable maná. Como
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a toda burbuja, a la extracción de
combustibles fósiles no convencionales, en particular a la del gas de lutitas
por fractura hidráulica, no le iba a faltar el habitual coro apologético de
quienes proclamaban unos colosales beneficios económicos que seducían al gran
público y subyugaban a los inversores, que hacían cola para comprar derechos
sobre perforaciones. Sí, además, se agitaba la fantasía de que el invento iba a
contribuir a acabar con la lacra del paro, ¿para qué queríamos más? El asunto
parecía imparable. Recuérdese la epidemia del ladrillo hispano, apoyado por un
suelo urbanizable que parecía infinito.
Después de un bombardeo de vuelo bajo, abrió el fuego pesado Audrey
McClendon, por entonces director ejecutivo de Chesapeake Energy, un tipo
carismàtico considerado el “multimillonario más imprudente de Estados Unidos”,
que ha amasado la mayor parte de su fortuna gracias a sus maniobras financieras
con la burbuja del fracking. McClendon comenzó el autobombo
repitiendo el mismo mensaje en cada ocasión: en las entrevistas con los medios
más importantes, en los que obsequiaba a su interlocutor con vino francés a 10
000 dólares la botella, en las conferencias de inversión, en las audiencias del
Gobierno y en las comparecencias ante el Congreso.
Su discurso machacón era siempre el mismo, y se resume en su declaración
ante el Comité de Independencia Energética y Calentamiento Global del Congreso
el 30 de julio de 2008:
Estados Unidos está en el comienzo de un gran boom del
gas natural, que puede resolver en gran medida nuestra actual crisis
energética. Mediante las nuevas tecnologías, la industria nacional del gas ha
encontrado gas natural suficiente aquí, en Estados Unidos, como para calentar
viviendas, generar electricidad, fabricar productos químicos, plásticos,
fertilizantes y, lo que es más importante, para servir potencialmente como
combustible para millones de automóviles y camiones durante las próximas
décadas. (Heinberg, 2013)
Gas como sustituto del petróleo. ¡Ahí es nada! Todo el mundo se frotaba
las manos. A los fabricantes de automóviles les faltó lanzar cohetes. Si los
motores iban a funcionar con gas, habría que reconvertir y renovar el
gigantesco parque automovilístico estadounidense: más de 200 millones de
vehículos.
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Amañar los datos contra toda lógica
era una práctica habitual en Chesapeake Energy. En 2007, la empresa estaba
empeñada en ampliar su campo Barnett hasta las inmediaciones del aeropuerto de
Dallas-Fort Worth, cuyo subsuelo quería explotar con pozos horizontales, lo que
estaba causándoles algunos problemas con los ciudadanos y las autoridades
aeroportuarias. La compañía sacó una nota de prensa que decía así:
Suponiendo una recuperación promedio de aproximadamente 2500 a 3000
millones de equivalentes de pies cúbicos de gas natural como reservas brutas
por pozo, la compañía estima que puede extraer hasta un billón de pies cúbicos
de debajo del aeropuerto, con un coste de aproximadamente dos dólares por cada
1000 pies cúbicos equivalentes de gas natural.
Propaganda barata. En primer lugar, teniendo en cuenta la historia real
de producción de los pozos de Chesapeake en el vecino Barnett, el promedio de
producción era de 1500 millones de equivalentes de pies cúbicos de gas natural,
no de 2500 a 3000. En segundo lugar, mientras Chesapeake proclamaba que iba a
producir a dos dólares por cada 1000 pies cúbicos, los informes decían que en
Barnett costaban al menos cuatro dólares. Es decir, Chesapeake iba a repetir el
milagro de los panes y los peces y lo iba a hacer perdiendo miles de millones
de dólares en la operación.
A finales de 2011, la realidad se impuso. Los pozos estaban entonces en
un declive muy significativo y Chesapeake se encontró con una demanda
presentada por las autoridades del aeropuerto que reclamaba cantidades muy
altas por las compensaciones pactadas, que Chesapeake no abonó jamás.
Al toque de rebato de la industria acudió también el conocido divulgador
Daniel Yergin, premio Pulitzer en 1992 por su Historia del petróleo y
cofundador y presidente de Cambridge Energy Research Associates, una consultora
energética al servicio de las compañías petroleras y gasísticas. Cuando
compareció para hablar del gas de lutitas ante el Senado en octubre de 2011,
dijo:
Esta abundancia de gas natural es muy diferente de lo que se esperaba
hace un lustro. Se preveía entonces que las limitaciones de la producción
nacional de gas natural se traducirían en precios altos para los consumidores y
en la deslocalización de las industrias que utilizan gas, junto con los
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puestos de trabajo asociados que
migrarían desde Estados Unidos a otras partes del mundo con suministros más
baratos. También se esperaba que Estados Unidos tuviera que importar grandes
cantidades de gas natural en forma de gas natural licuado. Eso habría agregado
hasta 100 000 millones de dólares a nuestro déficit comercial. Nada de eso se
ha producido. En cambio, Estados Unidos se ha convertido en autosuficiente [la
cursiva es mía (M. P.)] si se exceptúan las importaciones procedentes de Canadá
[…].
Los precios del gas han caído considerablemente y se han reducido el
coste de la electricidad generada con gas y las facturas de calefacción. Se han
creado varios cientos de miles de puestos de trabajo en Estados Unidos. Las
industrias que consumen gas han invertido miles de millones de dólares en
fábricas en Estados Unidos, algo que nadie habría esperado que sucediera hace
menos de cinco años, creando nuevos puestos de trabajo en el proceso. El
desarrollo de las lutitas ha creado nuevas e importantes fuentes de ingresos
para los Estados. Por ejemplo, el estado de Pensilvania y las localidades de
ese estado obtuvieron ingresos por valor de 1100 millones en 2010.
Autosuficiente: la semilla de la independencia energética, el nuevo sueño americano,
estaba sembrada. Para cuando acudió al Senado, Yergin había dejado clara su
postura en The Wall Street Journal, cuyas páginas aprovechó para
acuñar una frase que haría furor:
Si se tiene en cuenta el gas de lutitas, las estimaciones de la
totalidad de los recursos básicos de gas natural [en Estados Unidos] ascienden
ahora a 2500 billones de pies cúbicos, y hay otros 500 billones de pies cúbicos
en Canadá. Eso equivale a una oferta de más de 100 años de gas
natural [las cursivas son mías (M. P.)].
¡Ahí es nada! ¡Un siglo de gas natural! ¡Qué creatividad tan genial! Una
bonita cifra redonda y lo suficientemente grande como para desterrar los
temores de escasez que se avecinaban. Un año después, el presidente Obama había
incorporado la frase a su discurso sobre el estado de la Unión:
Página 166
Tenemos un suministro de gas natural
que puede durar a Estados Unidos casi 100 años.
Lo cierto es que el amigo Yergin sabe hacer las cosas y rematar bien sus
faenas. Acabada la del siglo de bonanza energética, ahora tocaba culminar la de
la independencia energética, que henchía el orgullo patrio. Se encargó de
difundirla allá donde le dejaban y lo dejó por escrito en un informe para una
comisión del Congreso en 2013:
Las importaciones netas de crudo seguirán disminuyendo […]. Veremos que
el hemisferio occidental, y Norteamérica en particular, avanzarán hacia una
mayor autosuficiencia. Al mismo tiempo, el gran complejo de refinerías
técnicamente avanzadas de la Costa del Golfo, junto con la demanda al alza del
crudo doméstico, pondrán a Estados Unidos en condiciones de seguir ampliando
las exportaciones de productos refinados
[…]. La expansión de la oferta doméstica
contribuirá a la resistencia frente a los choques externos y añadirá un colchón
de seguridad. Por otra parte, la expansión prudente de las exportaciones de
energía de Estados Unidos añadirá una nueva dimensión a su influencia en el
mundo.
Para gran contento de los medios, apareció en escena (nunca mejor dicho,
porque produjo su propia serie televisiva) el multimillonario tejano T. Boone
Pickens (literalmente “Chuletón” Pickens), quien se encargó de “engrasar” con
cientos de miles de dólares los estudios de televisión y las rotativas de los
periódicos mediante programas y anuncios publicitarios en los que aparecía él
mismo como heraldo de la buena nueva. Pickens, cuyos fondos de cobertura habían
adoptado posiciones importantes en el sector del gas natural a partir de 1997,
se puso manos a la obra e inundó el país con su serie de televisión y con
publicidad enmascarada en forma de entrevistas y publirreportajes en los que
promovía su Plan Pickens para desterrar el dominio del petróleo
importado mediante el uso de gas natural para el trasporte. En una
entrevista en la CNBC en abril de 2011, calculó así la dotación de gas natural
de Estados Unidos:
Cuando yo anuncio que tenemos más petróleo equivalente que los saudíes,
estoy diciendo la verdad […]. Yo digo que se van a
Página 167
recuperar 4000 billones de pies
cúbicos, que son 700 millones de barriles.
Los 2500 billones de Chesapeake ya eran 4000 gracias a “Chuletón”. ¿Qué
más da que 4000 billones representen aproximadamente la producción de 160 años
de gas natural de Estados Unidos con las tasas actuales? La cuestión es dar una
cifra redonda. ¿Cómo que 160 años? Más, hombre, más. Si no, que se lo pregunten
a los analistas de Intek y a sus pronósticos sobre el tesoro que subyace en la
formación Monterey de California. Pasen y vean.
La formación Monterey no es ninguna novata en esto de producir petróleo
y gas. Comenzó a producir en 1977, y desde entonces ha rendido más de 1000
millones de barriles de petróleo y cuatro billones de pies cúbicos de gas, en
ambos casos en explotaciones convencionales sin fractura. Cualquiera que haya
viajado entre Los Ángeles y Santa Bárbara, o por el sur del valle de San
Joaquín, las ha podido observar en un estado de semiabandono, habida cuenta de
que los yacimientos dependientes de la formación están en franco declive.
En 2011, la US EIA (2011c) reprodujo un informe de la consultora Intek
en el que se aseguraba que en las lutitas de la formación Monterey había 15 400
Mbl de petróleo técnicamente recuperables, lo que significaba, ni más ni menos,
que al norte de Hollywood (de cuyos guionistas bien podría haber salido el
delirante informe) y al sur de Sacramento yacía ¡el 64 % de todo el petróleo de
los 48 estados contiguos! Ahí es nada. Hughes (2013c) ha sido
extraordinariamente crítico al analizar el informe, que sirvió de base para un
no menos alucinante informe sobre creación de empleo y riqueza redactado por un
equipo de la Southern California University al que volveré más adelante.
El récord (de momento) lo ostenta Aubrey McClendon, quien aseguró que
Estados Unidos tiene gas para 200 años. En su predicción más ampliamente
divulgada acerca de la importancia del gas de lutitas, una entrevista en el
informativo 60 Minutos de la CBS emitido el 14 de noviembre de
2010, McClendon dijo:
En los últimos años hemos descubierto el equivalente de petróleo a dos
Arabias Saudíes en forma de gas natural en Estados Unidos. No una, sino dos.
Estados Unidos no solo dejaría de importar, sino que, recuperada la
autonomía energética de la que había gozado hasta la década de 1970, ¡podría
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exportar! Como argumentaré a lo largo
de este capítulo y del siguiente, todo eso de los 100 años, la independencia
energética, las exportaciones y las producciones equivalentes a Arabia Saudí
solo existían en las cabezas de quienes se disponían a llenarse los bolsillos.
De momento, permítanme un adelanto: cuando el 12 de noviembre de 2012 la AIE
anunció que la producción americana de crudo superaría a la de Arabia Saudí en
2012, seguía la rueda de la US EIA, que justo un mes antes había anunciado que
durante el año 2013 la producción americana total de carburantes líquidos
(incluyendo biocombustibles) llegaría a 11,4 Mbd, rozando la producción de
crudo de Arabia Saudí (11,6 Mbd previstos).
Estaba muy bien, pero para tragarse la píldora había que asumir algunos
inconvenientes. Un primer inconveniente: las proyecciones de la AIE, como las
del Departamento de Energía norteamericano, incluían en la producción de
petróleo la de líquidos del gas natural (LGN). Los LGN, esencialmente propano,
no pueden, en la mayoría de las ocasiones, sustituir al petróleo. En
particular, solo un tercio de los LGN puede servir como combustible de motor.
Si excluimos los LGN, la producción estadounidense de petróleo crudo apenas
llegaba a 6,2 Mbd, mientras que la de Arabia Saudí alcanza los 9,9 Mbd. Según
un experto independiente del sector petrolífero americano (Nelder, 2012), decir
que la producción estadounidense iba a igualar pronto la producción saudí
quiere decir que un café americano contiene tanto café como un expreso.
Pero no era el momento de aguar el café: había llegado la fiesta y era
necesario divulgar la noticia urbi et orbe. Manos a la obra. ¿Qué
tal una universidad prestigiosa que apoyara la idea? Vamos a la mejor: Harvard.
En Harvard, la industria tenía una cabeza de puente en Leonardo Maugeri,
antiguo gerente de la compañía petrolera italiana Eni y procer financiero y miembro
distinguido del Centro Belfer para la Ciencia y los Asuntos Internacionales de
la Kennedy School de Harvard, que se encargó de “revolucionar” el tema en un
artículo titulado “Petróleo. La próxima revolución” (Maugeri, 2012). En este
artículo, que ha sido ampliamente criticado, entre otras cosas porque no había
pasado los controles de revisión por pares que se requieren a toda publicación
científica, Maugeri pintó un
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cuadro de euforia de la abundancia
mundial de petróleo que sonó como música celestial en los oídos de la industria
petrolera:
El petróleo no escasea. Desde un punto de vista puramente físico, hay
grandes volúmenes de crudos convencionales y no convencionales aún por
desarrollar, de modo que no hay “pico del petróleo”.
Para adornar el asunto con cifras, Maugeri escribía que la capacidad de
producción mundial de petróleo, excluyendo los biocombustibles, podría alcanzar
los 110,6 Mbd hacia 2020. Esas cifras se acercaban a las de producción
ofrecidas para ese año por la US EIA (94,6 Mbd) y la AIE (94,3 Mbd). El estudio
de Maugeri ha sido desacreditado por varios analistas, principalmente porque el
autor no tuvo en cuenta la tasa de agotamiento de los campos existentes, y
sobreestimaba la producción de países como Irak y los yacimientos
estadounidenses de lutitas. Para Irak, Maugeri pronosticaba que pasaría de la
tasa actual de 3,35 Mbd a más de 5 Mbd en 2020, una estimación muy optimista
teniendo en cuenta lo que está pasando por allí. En cuanto a no tener en cuenta
las tasas de agotamiento, es como si usted abre una botella, se la va bebiendo
y cree que el contenido le durará toda la vida. Si tiene que atravesar un
desierto, no lo intente.
Maugeri recogía el guante saudí arrojado por McClendon y se apuntaba a
la comparación. Si McClendon se refería al gas, para Maugeri la capacidad total
de producción petrolífera de Estados Unidos podría superar la de Arabia Saudí.
Según él, los Estados Unidos podrían obtener otros 4,17 Mbd extraídos de las
lutitas a finales de la década. Como equipararse con Arabia Saudí parecía una
epidemia, para poner esa comparación en perspectiva baste decir que, como la
producción saudí era en 2011 de 10 Mbd y la producción total de crudo de
Estados Unidos fue ese mismo año de 5,68 Mbd, añadir a esa producción 4,17 Mbd
suponía igualar el récord productivo estadounidense alcanzado en 1970.
¡Pero qué más daba! Los publicistas y los medios favorables a la
industria ya tenían acuñado un término que se haría popular: America
Saudí, el cual, por cierto, se había iniciado en 1964 en el Páramo de la
Lora. A pesar de estos notables fallos y de la desacreditación del estudio
hecho por varios expertos, el informe Maugeri sigue siendo muy citado; algunos
medios (incluidos The New York Times y The Wall Street Journal) lo
han tomado como su libro de
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cabecera y fue la base de la política
económica del programa del Partido Republicano en las elecciones presidenciales
de 2012, que el derrotado Romney usaba como catecismo energético.
El mito del Independence Day y el timo de la estampita
Las agencias oficialistas de Estados Unidos y de la OCDE, la US EIA y la
AIE, respectivamente, tenían que poner sus predicciones al día. El asunto de
las lutitas les había pillado in albis y tuvieron que ponerse
a revisar sus cifras de reservas de petróleo y gas. No podían quedarse atrás.
Desde ahora, los portavoces de los profetas hiperbólicos serían ambas agencias.
En su informe de 2011, la AIE pregonaba las virtudes del nuevo Eldorado.
Bajo el epígrafe “Perspectivas doradas para el gas natural”, podía leerse en el
resumen ejecutivo de ese año lo siguiente:
Sobre las perspectivas del gas natural pesa mucha menor incertidumbre:
tanto del lado de la demanda como de la oferta, diferentes factores indican un
brillante futuro, e incluso una “edad de oro del gas natural”. La presente
publicación refuerza las principales conclusiones de un informe WEO especial
publicado en junio de 2011: el consumo de gas aumenta en los tres escenarios,
lo que subraya la buena reacción del gas en un amplio abanico de marcos
políticos futuros. […] El llamado gas no convencional representa ya la mitad de
la base estimada de recursos de gas natural, y además se halla más repartido
que los recursos convencionales. Este hecho es positivo desde el punto de vista
de la seguridad del suministro de gas. Hacia 2035 la proporción del gas no convencional
habrá aumentado hasta representar un quinto de la producción total de gas,
aunque la cadencia de esta evolución variará considerablemente según las
regiones.
Pues está muy bien, pero, como el papel lo aguanta todo, hagamos como el
apóstol santo Tomás, hurguemos en la herida y comencemos por echar un vistazo a
los números y a las cifras globales de la AIE. Vuelvan a la figura 16 (página
124) y vean el pronóstico de la AIE para el consumo energético
Página 171
mundial hasta 2035. Según esos datos,
el consumo energético total será en 2035 un 47 % mayor que en 2010, es decir,
crecerá a un ritmo del 1,6 % anual.
El consumo en los países desarrollados (OCDE) crecerá un 17 %, aunque su
parte en el consumo total del mundo decrecerá del 47 % al 37 %. Aunque se
pronostique una caída del consumo de los combustibles fósiles en el mercado
general, todavía representarán un 79 % del consumo. Como expondré, tales
previsiones descansan en un acceso sin restricciones a los recursos para
sostener un gran crecimiento económico. El problema reside en saber cuáles son
las limitaciones reales de los recursos (la TRE y la pirámide del capítulo 3),
cómo las explotaciones afectan al medioambiente, las emisiones de carbono y los
problemas geopolíticos derivados del desigual acceso a los recursos, como
comenté en el capítulo 2.
El lector puede comprobar también en esa figura cómo el consumo de
petróleo continuará aumentando a pesar de los pesares, lo cual está en abierta
contradicción con los pronósticos de declive hechos años anteriores por ambas
agencias, según señalé en el capítulo 2, según las cuales la producción
decaería sin que importara la búsqueda de nuevos yacimientos ni las inversiones
para mejorar las existentes. En 2008, la AIE analizó las tasas de declive de
los 800 yacimientos petrolíferos más grandes del mundo y, a la vista de que el
tiempo de los grandes descubrimientos petrolíferos ya había pasado, concluyó:
Para la muestra analizada, la media del declive después del cénit para
todos los campos se calcula en el 5,1 %. Las tasas de declive son menores para
los campos más grandes: 3,4 % para los supergigantes, 6,5 % para los gigantes
y 10,4 % para los grandes. (AIE, 2008)
Como había que enmendar el error sin que se notase mucho, el pronóstico
de la AIE para 2012 cuadraba sus balances a base de incrementar los yacimientos
por descubrir o sin explotar, que eran una clara bienvenida a las lutitas,
convertidas ya en piedra filosofal. Como ya comenté en el capítulo 2 las
previsiones para el caso del petróleo de ambas agencias (figuras 6 y 7 y
apartados correspondientes), me ocuparé ahora de las previsiones para el gas
natural.
Página 172
La figura 26 presenta el escenario de
referencia de la US ElA (2013) para el suministro de gas natural hasta 2035
desglosado por fuentes. Es un pronóstico muy atrevido cuando se compara con el
hecho por la misma agencia en junio de 2012. Destaca el aumento de la
producción en 2035 de un 47 % respecto a la de 2010, lo que son 18 puntos más
del crecimiento, de 29 puntos que se habían pronosticado seis meses antes, y de
un 55 % para 2040.
Figura 26. Suministros de gas natural de Estados Unidos desglosados por fuentes
entre 2010 y 2040.
El 50 % de la producción de 2040 provendrá, según reza el informe, de
gas de lutitas (shale gas), con un 23 % adicional procedente del gas de
areniscas y rocas carbonatadas (tight gas), es decir, de dos fuentes
cuya explotación requiere fracking. Aunque las perspectivas de la
producción de gas natural convencional en tierra están en declive, los
redactores del informe prevén un ligero crecimiento del gas natural
convencional de yacimientos mar adentro. Sea como fuere, el gran crecimiento
del pronóstico descansa en el incremento del gas natural no convencional, que,
de asumir el pronóstico, permitirá a Estados Unidos ser exportador neto en 2020
y exportador del 11 % de su producción en 2040.
Pero lo realmente sorprendente es la proyección de los precios recogida
en el informe. Los precios del gas natural en que se basan los diferentes
escenarios del informe oscilan entre un mínimo de 4,23 dólares por Mbtu en
Página 173
2020 y 6,60 en 2035 a un máximo de
4,89 en 2020 y 7,58 en 2035 (en dólares de 2010). Para su escenario de
referencia en 2013, la US EIA fija unos precios de 4,13 en 2020 y de 6,32 en
2035 (ambos en dólares de 2011). Salvo que se hayan reconvertido en instituciones
benéficas o en ONG, esos precios son un auténtico desastre para los
productores, según el análisis minucioso hecho por Berman y Pittinger (2011),
quienes han calculado que el precio actual para cubrir costes del gas de
lutitas está entre 8,31 y 8,78 dólares por Mbtu.
Con estos datos en la mano, la credibilidad del informe rueda por los
suelos cuando se comprueba que sus pronósticos están basados en una incesante
explotación de recursos técnicamente recuperables no probados, a los que se
aplican unos precios que están por debajo de los actuales costes de producción.
Es decir, lo que el informe sostiene es que se va a extraer un gas que se
supone existe, no que exista en realidad, y que además se extraerá con unos
costes de producción mayores que su precio de venta. ¿Quién da más? Es el timo
de la estampita: te tienes que fiar de lo que hay dentro del sobre sin tener
derecho a ver su contenido.
Concretamente, las proyecciones de la US EIA requieren que entre 2012 y
2020, es decir, en tan solo ocho años:
Se produzcan 871 Bpc, lo que supone añadir a los 318 Bpc de las reservas
estadounidenses probadas otros 553 Bpc de RTR no probados. De esa producción
total, 382 Bpc deberían salir de las lutitas, lo que significa que a los 97 Bpc
de reservas probadas existentes de lutitas habría que sumar un 59 % de recursos
que el informe estima como RTR no probados.
Se produzcan 54 Bpc de metano de carbón, lo cual representa más de tres
veces las reservas probadas (17,5 Bpc).
Se produzcan 72 Bpc a partir de yacimientos marinos, lo cual sextuplica
las reservas probadas (12 Bpc).
Se produzcan en Alaska 23 Bpc, es decir, casi el triple de las reservas
probadas (8,9 Bpc).
Se produzcan 340 Bpc en los yacimientos continentales, lo cual casi
duplica las reservas probadas (182 Bpc).
Se perforen 1,7 millones de nuevos pozos de petróleo y gas, lo que
significa una inversión astronómica que, sin contar otros costes, supone gastar
10 billones de dólares solamente en equipos de perforación y producción.
Página 174
De cumplirse este pronóstico
hiperoptimista, significaría la liquidación de los recursos y las reservas
estadounidenses a una escala tal que es muy difícil de alcanzar, dado el estado
maduro de las explotaciones de los recursos y la ley de los rendimientos
decrecientes, cuyo inapelable dictamen queda bien claro en las exageradas
previsiones de la US EIA. Veamos.
Para alcanzar los objetivos de crecer un 41 % hasta 2040 se requiere que
el número de pozos a perforar debería incrementarse un 77 %. Esto significa
que, de aquí a entonces, habría que perforar una media anual de 76 650 pozos,
buena parte de los cuales serán de fracking con multifractura.
Han leído bien: habrá que perforar 76 650 pozos al año. No es un error. Y no
acaba ahí la cosa.
Si se analizan más detenidamente los datos, se observa que los
rendimientos decrecientes a largo plazo son realmente mucho peores que eso: la
US EIA dice que, si se incrementan las perforaciones un 4 % de aquí a 2016, la
producción se incrementará un 26 %. A partir de ese año, el panorama cambia
sustancialmente: después de 2016 las perforaciones deben crecer un 71 % en
2040 para conseguir un incremento de la producción de solo el 10 %. Dadas las
realidades geológicas, el grado de madurez de las exploraciones y el desarrollo
de los recursos estadounidenses de petróleo y gas y los precios pronosticados,
no parece que las expectativas de la US EIA puedan cumplirse. No obstante, esas
proyecciones son las que se usan como fuentes acreditadas para la planificación
energética futura de Estados Unidos.
Esos pronósticos trileros son una de las tres patas sobre las que se
sustenta el mito de la independencia energética de Estados Unidos, el bigfoot inventado
por la industria. Las otras dos son el rendimiento infinito de los campos
productores y la espectacular bajada que han experimentado los precios del gas
natural en Estados Unidos. En el próximo apartado veremos qué hay de cierto en
la productividad de los campos, mientras que del asunto de la caída de los
precios me ocuparé en el capítulo 6. También resulta interesante subrayar cómo
los entusiastas panegíricos sobre la independencia energética cruzaron el
Atlántico y se instalaron en el imaginario de algunos intoxicados
propagandistas. Me ocuparé de ello más adelante.
Malas tierras
En este apartado trataré del potencial y de las limitaciones de los
yacimientos de lutitas estadounidenses que, añadidos a las fuentes que traté en
el capítulo
Página 175
4, constituyen un segundo y
fundamental punto de apoyo del sueño de la entusiástica “independencia
energética” y del “crecimiento inagotable”, que ha abducido a más de uno. Mis
principales ejes argumentales serán dos: que no todos los campos de lutitas son
iguales y que la producción, incluso en los mejores de ellos, es una estrella
fugaz que se desvanece en pocos meses.
En Estados Unidos no llegan a 60 los campos de lutitas en explotación.
En la tablas 1 y 2 (págs. 203 y 208) aparecen los datos de producción más
significativos referidos a los diez campos gasíferos más importantes, mientras
que sus equivalentes petrolíferos aparecen en las tablas 3 y 4 (págs. 215 y
220). Los operadores sostienen poco más o menos que esos campos son algo así
como “franquicias” de producción uniforme en las que no existen diferencias
locales entre cada uno de los campos (pese a que los mayores cubren miles de km2,
por ejemplo el campo Marcellus se extiende bajo una superficie de 250 000 km2)
ni variaciones de un campo a otro.
El primer paso del timo de las lutitas consiste en tomar los datos de
los cuatro campos más productivos de cada tabla y publicitar que esos
resultados son los mismos en todos los campos. Dicho de otra forma, los
operadores extrapolan los resultados productivos de los pozos más rentables de
los mejores campos a todos los pozos de todos los campos, lo que, como veremos
más adelante, no se sostiene, porque el rendimiento de los campos de lutitas es
extremadamente variable: hay unos pocos que son muy productivos pero predominan
los campos con rendimiento marginal o antieconómico. Respecto a la explotación
dentro del mismo campo, hay “manchas dulces” altamente productivas y otras que
no lo son; las diferencias son tantas que incluso pozos adyacentes en la misma
plataforma de explotación pueden ofrecer rendimientos diferentes.
En segundo lugar, por si no hubiera bastante con este primer timo, y
dado que el rendimiento productivo de los pozos varía con el tiempo, la
propaganda de la industria no solo publicita los rendimientos de los mejores
pozos, sino que se centra en los momentos álgidos de la producción de estos y
los extrapola al conjunto de ellos.
Para entender lo que está sucediendo realmente en esos campos de
lutitas, veremos los datos procedentes de 20 campos estadounidenses, empezando
por la reina de la fiesta (el gas) para seguir con su negro consorte (el
petróleo). Para realizar el análisis, me apoyaré en tres parámetros
principales:
Página 176
Tasa de declive, Es el ritmo al
que decrece la producción de un pozo a medida que avanza su vida productiva. En
el caso de yacimientos y campos, su tasa de declive es la media de la tasa de
los pozos que los componen. Como podrá verse en las figuras 27 y 29, los pozos de
lutitas, sean de petróleo o de gas, se caracterizan por sus aceleradas tasas de
declive, las cuales, representadas en forma de curva, se asemejan a pendientes
extremadamente empinadas.
Productividad inicial (PI) de un pozo. Es la tasa de producción más alta
de toda la vida del pozo y se alcanza durante el primer mes de producción
(figuras 28 y 30). Haciendo un símil, parece que el fracking produce
en un estrato de lutitas un efecto similar al que se provoca al agitar una
botella cerrada que contiene una bebida carbónica. Cuando se deja libre el
gollete, el contenido sale a chorros, luego a borbotones y rápidamente cesa.
Precisamente por eso, las curvas de declive son tan pronunciadas. Como en el
caso anterior, la PI de un yacimiento o de un campo es la media de las PI de
los pozos que lo componen.
Potencial Total Estimado (PTE). Es la cantidad total de
hidrocarburo que se estima contiene un determinado pozo, yacimiento o campo
cuyas reservas están probadas.
Estos tres parámetros, convenientemente manipulados, se convierten en
una herramienta clave para vender la moto de las lutitas, una herramienta que
un experto, John Hofmeister, ha comparado con una cinta de correr. Hofmeister,
exjefe de operaciones de la Shell en Estados Unidos, cree que las previsiones
sobre la capacidad de producción de gas y petróleo subestiman la tasa de
declive de los campos de lutitas. Los hidrocarburos tienden a fluir con firmeza
en los primeros meses de la perforación y luego disminuyen antes de estancarse
a niveles menos productivos en unos pocos años.
Hofmeister concluye que, para sostener el crecimiento, las empresas
tendrían que perforar varios pozos a un ritmo
que sobrepasa la capacidad de la industria tal y como está actualmente
[…]. Yo no haré lo que hacen los que tiran cohetes acerca de los derivados de
las lutitas y dicen que nos van a salvar.
Hofmeister, que conoce bien el negocio de la producción de
hidrocarburos, alude a un fenómeno conocido como la “cinta sinfín de la
Página 177
perforación”. La explotación de las
lutitas requiere programas de perforación continuos y prolíficos que cubren una
gran superficie con el fin de mantener la producción estabilizada. Una vez
comienza la perforación, se debe mantener continuamente o la producción
disminuirá rápidamente. En otras palabras, los campos de lutitas dependen en
gran medida de la expansión perpetua. Como la Reina Roja de Alicia en
el país de las maravillas, si se detienen, se caen.
Hughes (2013a) escribe sobre qué estaba sucediendo en el campo de
lutitas Marcellus:
Cuando ya se han identificado las manchas dulces y [las productividades
iniciales] están aumentando, la perforación se centra únicamente en esas áreas.
No obstante, es solo una cuestión de tiempo que esas áreas se saturen y que el
campo Marcellus evolucione a una edad madura […]. Debido a las altas tasas de
disminución de los campos, se requieren altos niveles de aportación de capital
para el desarrollo de la perforación y de las infraestructuras necesarias para
mantener los niveles de producción.
He ahí la cinta sinfín de la perforación: conforme crece la producción,
se necesitan más pozos y capital simplemente para compensar los fuertes
declives que caracterizan a los pozos de lutitas.
La Reina Roja de Alicia
En línea con lo dicho hasta ahora, los argumentos que pretendo
desarrollar aquí son los siguientes:
La producción de gas de lutitas ha aumentado muy rápidamente hasta
representar el 40 % de la producción de gas natural estadounidense. El
incremento ha compensado con creces el declive en la producción de gas
convencional que venía experimentando el país, y ha elevado la producción total
de gas a niveles nunca vistos. No obstante, la producción permanece estable
desde 2011.
El exceso en la oferta de gas natural que caracteriza hoy en día al
mercado estadounidense está basado en buena medida en las cláusulas sujetas a
producción* que se aplican a los contratos de alquiler de
Página 178
tierras de tres a cinco años, en las
uniones temporales de empresas y en la necesidad de anotar las reservas como
activos para mantener las expectativas en el mercado de valores.
No hay uniformidad productiva en los campos de lutitas. No todos los
campos de gas de lutitas tienen la misma productividad y, aunque algunos
relativamente pequeños pueden ser extremadamente productivos, representan un
porcentaje despreciable de la producción total, que se halla concentrada en
tres grandes campos cuyo potencial productivo es muy heterogéneo.
El modelo de declive de los pozos de lutitas es el de un tobogán. Por
eso, para compensar la tasa de declive general de los campos, es necesario que
cada año se perforen incesantemente nuevos pozos que sustituyan a entre el 30
% y el 50 % de la producción. Esto supone gastar más de 40 000 millones de
dólares anuales en inversiones para mantener la producción.
El valor de las inversiones necesarias para mantener la producción se va
incrementando a medida que los mejores pozos van agotándose y las perforaciones
deben trasladarse a lugares cada vez menos productivos. En conjunto, la
producción está en declive en el 36 % de los campos estadounidenses y
permanece estabilizada en otro 34 %.
Los campos secos de gas (es decir, no asociados a yacimientos de
petróleo) no son rentables con los actuales precios comerciales del gas; de ahí
que los objetivos de explotación estén virando hacia el petróleo y el gas
húmedo*.
Cuando vaya reduciéndose el número de los pozos perforados pero todavía
no puestos a producir, la producción de gas de lutitas decrecerá y acabará
provocando un aumento de los precios.
La US EIA ha revisado recientemente a la baja sus cálculos de RTR no
probados de gas de lutitas en un 42 % para dejarlos en 482 Bpc. Junto con las
reservas probadas, la cantidad de gas disponible es de 579 Bpc o, lo que es lo
mismo, 24 años de producción a los actuales niveles.
La misma agencia pronostica que 382 Bpc, es decir, el 66 % de ese gas
disponible, se habrá consumido en 2040 (figura 26). Considerando que la mayor
parte de esta producción descansa en recursos no probados, aventurar esa
producción no deja de ser un sueño que desataría una explosión de perforaciones
tal que dejaría en mantillas las actuales preocupaciones medioambientales que
rodean al fracking.
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Los cálculos de la industria no
resisten un análisis medianamente riguroso porque se derivan de la corta vida
productiva de los pozos, que se proyecta como si se tratara de una producción a
largo plazo. Lo diré de otra forma. Si un pozo produce 100 el primer año, que
suele ser el más productivo, la industria da por supuesto (y así lo anuncia)
que producirá 100 durante toda su vida, lo que en absoluto es cierto. Si,
además, multiplica la vida productiva del pozo por seis o por siete, el engaño
es sideral. Así se da la paradoja de que, como los precios de producción no
permiten márgenes de ganancia comercial, cuanto más aumentan sus PTE más
aumentan sus pérdidas.
La producción de gas de lutitas, en su mayoría obtenida mediante fracking,
ha crecido desde 2000, cuando apenas representaba un 2 % de la producción
total, hasta representar un 40 % actualmente (figura 26). Finalizado este
espectacular crecimiento, la producción de gas de lutitas se estabilizó en
2011.
Como puede verse en la tabla 1, los tres campos más productivos suponen
el 66 % de la producción total. Si a la de ambos se añade la producción de
Fayetteville, resulta que tres cuartos de la producción proceden de cuatro
campos. Los dos siguientes añaden un 12 % más, hasta completar el 88 %. Los
restantes 24 campos de lutitas estadounidenses en explotación suponen solamente
un 12 % de la producción.
Tabla 1. Estadísticas de producción, calidad de los pozos y tasa de declive de
los 10 principales campos estadounidenses de gas de lutitas ordenados según el
puesto que ocupan en el ranking productivo.
1. Nombre del campo.
2. Producción (KMpc/d).
3. Porcentaje sobre la producción total de gas de
lutitas.
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4.
5. Producción media por pozo (Kpc/d).
6. Media de PI (Kpc/d).
7. Tendencia PI (C, crece; D, en declive; E, estable).
8. Porcentaje de declive durante el primer año.
9. Declive general del campo antes de 2011 (%).
10. Número de pozos a perforar anualmente para evitar
el declive.
• Fuente: Hughes (2013a)
También puede deducirse de la tabla 1 que ni todos los campos son
iguales ni tampoco proliferan los campos productivos. Además, hay una gran
variabilidad productiva no solo entre ellos sino dentro de los más productivos.
Además, debido a las altas tasas de declive, esos campos requieren ingentes
cantidades de inversiones en nuevas perforaciones e infraestructuras para
mantener la producción a sus niveles actuales. Para ilustrar lo que digo,
analizaré lo que ocurre en los tres mayores campos: Barnett, Haynesville
Marcellus, cuya producción conjunta es dos tercios de la producción actual
estadounidense. La tasa de declive de estos campos puede verse en la figura 27
y su productividad inicial en la 28.
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Página 182
Figura 27. Gráficas representativas de tres campos de gas de lutitas
estadounidenses. A, B y C: curvas típicas de declive para los pozos de
gas Haynesville, Barnett y Marcellus, respectivamente, basadas en los últimos
años en que estos campos han estado en producción.
Como se ve en la figura 27-A, el declive del campo más importante de
Estados Unidos, Haynesville, es vertiginoso: durante sus primeros cuatro años
de vida, la producción disminuyó un 68 % el primer año, un 49 % el segundo, un
50 % el tercero y un 48 % el cuarto. El declive del primer año es similar al de
otros campos, pero el declive de los años siguientes no tiene rival. Para
cualquiera que observe semejante tobogán, está claro que el campo Haynesville
no va a tener los 30 o 40 años de vida que le pronostica la industria,
utilizando sus características curvas hiperbólicas de producción para obtener
su PTE.
Los PTE medios calculados para Haynesville por el Servicio Geológico de
Estados Unidos (USGS, 2012) son 2617 Mpc, una cifra mucho menor que los
habituales 5000 a 10 000 Mpc que proclama la industria, cuyos datos, por lo
demás, ponen en cuestión la viabilidad económica del campo a los precios medios
del gas en 2012 (3,30 US$/Kpc), lo que se refleja en los equipos de perforación
(rig count), que han caído desde un máximo de 180 a mediados de 2010 a
solamente 20 en octubre de 2012. Dicho de otro modo, los perforadores se están
marchando a otro lugar o se están preparando para viajar a Europa, donde está
una buena parte de las expectativas de negocio de la industria.
Barnett es el segundo gran campo productor de gas de Estados Unidos con
14 871 pozos operativos, que producían 5850 Mpc/d en mayo de 2012. La
producción se estabilizó a comienzos de diciembre de 2011. Sus declives (figura
27-B) son menos acusados que en Haynesville durante el primer año y mucho
menores en años sucesivos. El PTE medio para el campo es de 1420 Mpc, según la
US EIA (2011c) y de 1000 Mpc para el USGS (2012). El análisis realizado por
Berman y Pittinger (2011) calcula un PTE medio de 1300 Mpc y unos costes
totales del ciclo de explotación de 8,75 U$/Mbtu. Esto significa que, con los
precios vigentes del gas (3,30 $US/Mbtu), el negocio es ruinoso.
El campo Marcellus se extiende sobre una enorme superficie de
Pensilvania, Virginia Occidental, Nueva York y Ohio, tan grande como la mitad
de la España peninsular. La producción en diciembre de 2011
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representó un total de 4960 Mpc/d
procedentes de 3848 pozos, junto a 5,36 Kbl/d de líquidos, lo que convierte al
Marcellus en el tercer campo productor de gas de lutitas de Estados Unidos. La
curva tipo que se muestra en la figura 27-C muestra una tasa de declive del 95
% a lo largo de los tres primeros años.
Los operadores adjudican al Marcellus PTE desmesurados, de entre 4000 y
10 000 Mpc (Berman y Pittinger, 2011), mientras la agencia estadounidense
calcula un PTE medio de 1560 Mpc (US EIA, 2011c), y el USGS (2012) de 1160 Mpc.
Las previsiones sobre los precios de rendimiento del Marcellus oscilan entre
los 3,81 U$/Kpc (ITG, 2012) y los 7 U$/Kpc o más (Berman, 2012). A partir de
estos datos, es evidente que la mayoría de los pozos del Marcellus tienen
rendimientos marginales o son antieconómicos con los actuales precios del gas
(3,30 U$/Kpc).
Veamos ahora lo que ocurre con las productividades iniciales (PI) de
estos tres campos (figura 28). La productividad inicial (PI) de un pozo cuando
es perforado por primera vez es una medida de su calidad y generalmente guarda
correlación con los PTE. La tasa de producción mensual más alta se alcanza
típicamente durante el primer o segundo mes después de que el pozo haya sido
completado. La figura 28-A ilustra la producción mensual más alta registrada en
los pozos de Haynesville. La distribución de las PI es típica de los campos de
gas de lutitas, con una calidad muy alta en unos pocos pozos (en este caso, un
2 % con PI superiores a los 20 Mpc/d) y la mayoría con PI mucho más bajos (una
media de 8,2 Mpc/d).
La industria se encarga de que los medios de comunicación den una
cobertura desproporcionada a los pozos de mayor calidad para que se tenga la
falsa impresión de que la productividad de ese 2 % es la misma en todos los
pozos del campo. Sin embargo, la producción media de Haynesville es mucho menor
que la PI media de 2,5 Mpc/d debido al efecto de declive rápido, y al hecho de
que toda la producción del campo procede, obviamente, de la media de pozos con
edades diferentes.
Basándose en los datos de producción de todos los pozos perforados antes
de 2011, y teniendo en cuenta la tasa anual de declive de todo el campo (52 %),
Hughes (2013a) ha calculado la tasa global de declive de Haynesville. Asumiendo
que los nuevos pozos produzcan el primer año con las mismas tasas del primer
año observadas antes de 2011, calcula que será necesario perforar 774 pozos
nuevos cada año para evitar el declive en la producción
Página 184
actual (tabla 2). Y ahora, una vez
tenemos a mano los datos de los parámetros básicos, echemos las cuentas.
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Figura 28. Distribución de la calidad de los pozos de tres campos de lutitas
definida por la tasa de producción mensual más alta en toda la vida del pozo.
El eje de abscisas indica el porcentaje acumulado de pozos ordenados de menor a
mayor calidad. A, B, C: datos de los campos de gas Haynesville, Barnett y
Marcellus, respectivamente.
Tabla 2. Previsiones y estimaciones de los costes anuales de perforación
necesarios para mantener la producción de gas natural en los catorce campos de
gas de lutitas más productivos de Estados Unidos.
1. Nombre del campo.
2. Número de pozos a perforar anualmente para compensar
el declive.
3. Pozos añadidos entre octubre de 2011 y octubre de
2012.
4. Equipos de perforación en octubre de 2012.
5. Número de pozos a perforar anualmente para evitar el
declive.
6. Precio aproximado por pozo (millones $US).
7. Coste anual de los pozos necesarios para compensar
el declive (millones $US).
8. Pronóstico (C, crece; D, en declive; E, estable).
• Fuente: Hughes (2013a). Los campos están ordenados como en la tabla 1.
La perforación de cada pozo en Haynesville supone un gasto de nueve
millones de dólares, sin contar otros costes de alquiler de terrenos e
infraestructura asociados, por lo que, para mantener el nivel de producción
actual es necesario invertir 7000 millones de dólares al año (774 × 9). Una vez
vaya agotándose el conjunto de pozos ya perforados, pero todavía no puestos en
explotación, la producción de Haynesville se desplomará drásticamente a menos
de que aumenten las nuevas perforaciones, pero para
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acometerlas se requerirá un aumento
del precio del gas si se quiere que resulte económicamente rentable.
Como ocurre con Haynesville, hay una gran variabilidad en el rendimiento
volumétrico de los pozos del campo Barnett, como puede verse en la PI ilustrada
en la figura 28-B. La productividad total es mucho más baja que en Haynesville
y los mejores pozos, con PI sobre 4,4 Mpc/d, que podrían ser económicamente
viables, solo representan un 5 % del total. La producción media de los pozos de
Barnett era de 381 000 Kpc/d en junio de 2012 e iba disminuyendo.
Basándonos en las mismas premisas que en el caso de Haynesville, la tasa
anual global de declive de todos los pozos de Barnett es del 30 %. Si se asume
(lo que no es poco) que los nuevos pozos que se perforen produzcan el primer
año lo mismo que los perforados en 2011, habría que perforar 1507 pozos nuevos
cada año para mantener la producción actual y evitar el declive. Solo para
mantener la producción estabilizada al nivel de hoy, y teniendo en cuenta que
el coste medio por pozo en ese campo es de 3,5 millones de dólares, deberían
invertirse al menos 5300 millones de dólares cada año únicamente para perforar,
una inversión a la que hay que añadir los alquileres de tierra y otros costes
de infraestructura, producción, trasporte, etcétera;
Los operadores se retiran poco a poco de Barnett: en octubre de 2012
había 42 equipos de perforación, lo que supone una caída del 80 % respecto al
pico máximo de 200 equipos en septiembre de 2008. Asumiendo que cada equipo
puede perforar 12 pozos al año, 42 equipos son muy pocos para mantener la
producción actual y frenar el declive general del campo. Todavía quedan muchos
pozos perforados que se están completando en Barnett; en los 12 meses
anteriores a mayo de 2012 se añadieron 1083 nuevos pozos productores, que son
muchos más de los que los actuales equipos podrían perforar. Cuando el conjunto
de pozos perforados pero no puestos a producir se agote, cabe esperar que la
producción de Barnett decaiga, a menos que las tasas de perforación se
incrementen espectacularmente, lo que no parece ser la tendencia actual y mucho
menos con los equipos disponibles hoy.
La calidad de los pozos en el campo Marcellus, deducida a partir de la
PI de sus pozos, como se muestra en la figura 28-C, presenta un patrón
diferente al de los otros dos campos de lutitas. El 40 % de los pozos son de
calidad muy baja y claramente antieconómicos, mientras que el 15 % tienen PI de
más de 4 Mpc/d y parecen rentables a los actuales precios del gas. Eso parece
indicar que los operadores están, como de costumbre, centrándose en las manchas
Página 188
más productivas. Aunque la PI media
de todos los pozos de Marcellus es de 1947 Kpc/d, la producción media actual
(en 2013) es de 1290 Kpc/d. La PI media de todos los pozos nuevos continúa
subiendo, aunque eso refleja la relativa juventud de este campo, dado que los
operadores están centrados en los mejores sitios y evitan la gran mayoría de
las áreas menos productivas del gigantesco Marcellus.
En resumen, dado que la producción de gas de lutitas en Estados Unidos
llegó a su cénit en diciembre de 2011 y desde entonces todos los campos están
estabilizados o en declive, de los datos de los tres grandes campos analizados
se deduce un modelo común que puede resumirse en los siguientes puntos:
Se identifica el campo y comienza la fase de alquileres de terrenos a un
ritmo frenético. Los contratos de alquiler incluyen cláusulas sujetas a
producción que obligan a perforar en los primeros tres años. O se perfora o se
pierden los derechos, así que: ¡a correr!
La primera oleada de perforaciones se centra en las llamadas manchas
dulces, es decir, las zonas de productividad más altas. Los grandes
propietarios de contratos de arrendamiento* hacen caja vendiendo los derechos
sobre sus peores tierras a los ansiosos productores que se han tragado el
anzuelo de que “todo el monte es orégano”.
El frenesí de las perforaciones hace que la producción crezca
rápidamente. Las perforaciones se centran siempre en las mejores manchas, lo
que se manifiesta por el crecimiento de las PI a lo largo del tiempo, que
siempre tiene lugar al principio de la vida útil de los campos de lutitas.
La aplicación de las “mejores tecnologías” de fractura múltiple y
perforación horizontal, con su efecto de “botella agitada”, mantiene finalmente
las PI, aunque las perforaciones pasen de las mejores manchas a otras de peor
calidad.
Conforme las PI decrecen, se requieren más y más pozos para compensar el
declive general del campo. Si no hay perforaciones masivas, el campo entero cae
en declive terminal.
Los campos Haynesville, Barnett, Fayetteville y Woodford, que producen
en conjunto el 68 % del gas de lutitas estadounidense, están alcanzando la
mitad de su vida útil. A menos que haya un crecimiento sustancial en el precio
del gas y un desmesurado incremento en las perforaciones, esos campos
Página 189
entrarán en su declive terminal. El
pronóstico para los nueve campos principales de Estados Unidos, que suponen el
95 % de la producción de gas de lutitas, se muestra en la tabla 2 (pág. 208).
La inversión aproximada en perforaciones que se necesita para mantener
la producción actual en los 14 campos más productivos, cuya producción
representa el 99 % del total estadounidense, es de 41 829 millones de dólares
anuales (tabla 2, columnas 5 a 7). La cifra no incluye el importe de los
arrendamientos ni los costes de infraestructuras, tales como gasoductos,
carreteras, caminos, balsas, etcétera. Esos costes de producción y el número de
pozos a perforar todos los años irán aumentando conforme las mejores manchas
vayan agotándose y las perforaciones se trasladen hacia áreas de menor calidad.
Para obtener una imagen cabal de lo que está pasando, el valor de todo
el gas de lutitas producido en Estados Unidos en 2012 fue de aproximadamente 32
500 millones de dólares a los precios de 2012 (3,40 U$/Kpc), es decir, 9300
millones de dólares menos de lo que costó mantener la producción.
La industria ha desplegado una gran publicidad acerca de las
posibilidades futuras de algunos de los 24 campos de gas de lutitas, que
actualmente representan menos del 12 % de la producción total. Teniendo en
cuenta las características de la mayoría de esos campos, tal como se muestran
en la tabla 1, tales previsiones son mera propaganda.
Los mejores campos de lutitas no son ubicuos, sino que están en el tope
de su propia pirámide (figura 15) con los campos de mucha menor calidad
situados debajo de ellos. Su tasa de suministro depende de grandes y continuas
inversiones de capital para perforarlos junto con los inevitables impactos
ambientales asociados al fracking. La naturaleza marginal y
antieconómica de la mayor parte de la producción de gas de lutitas y el boom del
gas causado por ella fue revisada en un minucioso artículo publicado el año
pasado en The New York Times (Krauss y Lipton, 2012).
Como hizo con otros tipos de gas, la US EIA (2012d) revisó a la baja sus
estimaciones de recursos técnicamente recuperables no probados, dejándolos en
un 42 % hasta 482 Bpc. Dejando al margen el hecho de que, como apuntamos en el
capítulo 3, la tasa de suministro es un parámetro más condicionante que las
pretendidas estimaciones de recursos, 482 Bpc suponen exactamente el suministro
para 20 años a las tasas de consumo de 2011. Si le sumamos la realidad, esto
es, las reservas probadas a 2010 (97,5 Bpc), se alcanzaría un recurso para 24
años con las actuales tasas de consumo. A pesar
Página 190
de ello, se sigue proclamando el gas
de lutitas como el gran sustento de la retórica del “100 años de gas”.
En ese mismo informe, la US EIA calculaba el número de pozos que se
requerirá para recuperar los recursos no probados, en términos del número de
lugares disponibles para perforar pozos junto con las medias de los PTE
estimados. La US EIA calcula que se necesitarán 410 722 pozos para recuperar
los previstos 482 Bpc de gas de lutitas. La ley de los rendimientos
decrecientes queda muy bien ilustrada en ese mismo informe. Para producir el
66 % del recurso (319 Bpc) se requiere el 44 % de los pozos. El restante 33 %
exige el 56 % restante, aproximadamente dos veces y media más de pozos por
unidad de recursos extraída.
Además, si se utilizan las medias de los recursos técnicamente
recuperables y los PTE medios publicados por el USGS para determinar el volumen
de recursos, los no probados de gas de lutitas se reducen a 378 Bpc. Esto
equivale a 16 años de recursos con las actuales tasas de consumo
estadounidense. De nuevo, de “100 años de gas”, nada de nada.
La TRE del gas natural ha sido calculada en 7,6:1 por Skone et
al., 2012. La producción de gas de lutitas requiere mucha más energía que
el gas convencional debido a las características del proceso de fracking,
que implica manejar y disponer de millones de litros de agua, varios cientos de
viajes de camiones por pozo, presiones muy altas para inyectar los fluidos y
muchas otras cosas. Por tanto, la TRE del gas de lutitas es considerablemente
menor que 7,6:1; quizá sea de 5:1 o menos de media, aunque no se hayan hecho
estudios concluyentes. Además, es de suponer que la TRE del gas de lutitas
descienda con el paso del tiempo, como ponen de manifiesto las estimaciones de
la US EIA sobre el número de pozos requeridos, como expuse más atrás.
El rey Baltasar
En este apartado desarrollaré los argumentos siguientes:
Como ocurría con los campos de gas, los de petróleo de lutitas no
proliferan como las setas. Más del 80 % de la producción procede de dos
campos: Bakken y Eagle Ford. Los restantes 19 campos producen un 19 % del
total. Hay una considerable variabilidad dentro de esos campos, y los pozos más
productivos tienden a concentrarse en manchas relativamente pequeñas.
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El declive de los pozos es rápido:
entre el 81 % y el 90 % en los primeros 24 meses. Los campos son demasiado
jóvenes como para evaluar su futuro con los datos disponibles, pero después de
cinco años la producción media por pozo en el más antiguo, Bakken, es de 33
bl/d, y si sigue así dentro de siete años estará en una producción marginal (10
bl/d). Eagle podría alcanzar su estado marginal dentro de cuatro años.
Las tasas generales de declive de los campos de petróleo de lutitas son
tan grandes que hay que renovar anualmente el 40 % de la producción para
mantenerla estabilizada. Por el momento, las tasas de perforación son tan altas
que es de esperar que la producción siga creciendo.
Los recursos totales finales de un campo de petróleo de lutitas están
determinados por el número de lugares de perforación disponibles. Dada la
estimación de los pozos disponibles, el Bakken, que ha producido casi 500 Mbl
hasta ahora, llegará a los 2800 Mbl en 2025. Igualmente, el Eagle Ford acabará
por rendir unos 2230 Mbl. Juntos, esos campos habrán dado poco más de 5000 Mbl,
que es menos de lo que consume Estados Unidos en 10 meses.
Si se mantienen las actuales tasas de perforación, la producción
alcanzará su pico en 2016 con 2,3 Mbd, siempre que se asuma que el cálculo de
localidades a perforar realizada por la US EIA sea correcta. La producción en
Bakken y Eagle Ford entrará en tasas de declive antes de colapsar. Asumiendo
que la producción en los restantes campos continuará creciendo a tasas
lineares, la producción de petróleo de lutitas será de 0,7 Mbd en 2025. Esto
significa que asistimos a una burbuja en la producción estadounidense de
petróleo de lutitas que habrá durado poco más de 10 años.
Las previsiones de la US EIA para la producción estadounidense de
petróleo de lutitas son poco fiables porque asumen que en 2040 se consumirán 26
000 Mbl, el 78 % de los recursos técnicamente recuperables no probados.
Demasiado bueno para ser verdad.
En 2004, la producción estadounidense de petróleo de lutitas
mediante fracking multifractura (la técnica utilizada
actualmente) era prácticamente despreciable. Desde entonces, ha ido
creciendo hasta superar el millón de barriles de diarios, lo que supone el 20
% de la producción de crudo estadounidense. Eso ha permitido que la producción
de crudo de Estados
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Unidos deje su declive de varios años
para crecer el 24 % respecto a su mínimo de 2008. La calidad de este crudo es
generalmente muy alta, al tiempo que se producen junto a él considerables
cantidades de gas natural asociado.
Como ocurre con los campos de gas, los campos más productivos de
petróleo no abundan y los mejores son relativamente raros. Hay también una gran
variabilidad dentro de cada campo, con pequeñas manchas dulces muy productivas
y muchas grandes menos productivas. Además, debido a sus elevadas tasas de
declive, estos campos requieren la aportación de grandes flujos de capital para
perforar y desarrollar infraestructuras si se quieren mantener los niveles de
producción. Veamos lo que ocurre en los dos campos principales.
Tabla 3. Estadísticas de producción, calidad de los pozos y tasa de declive de
los 10 principales campos de petróleo de lutitas de Estados Unidos ordenados
según su puesto en el ranking productivo.
1. Nombre del campo.
2. Producción (Kbl/d).
3. Número de pozos operativos.
4. Media producción pozo (bl/d).
5. Media PI (bl/d).
6. Tendencia PI (C, crece; D, decae; E, estable).
7. Declive de los pozos durante el primer año (%).
8. Declive global del campo al año antes de 2011 (%).
9. Número de pozos a perforar anualmente para compensar
el declive.
10. Tendencia productiva (C, crece; D, decae; E,
estable).
11. 1Porcentaje de producción total de petróleo de
lutitas.
• Fuente: Hughes (2013a).
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El petróleo de lutitas ha sido
proclamado por sus adalides como el mayor contribuyente a la supuesta
“independencia energética” de Estados Unidos. La producción comenzó en el campo
Bakken de Montana y Dakota del Norte, y desde entonces ha crecido rápidamente
en el campo Eagle Ford del sur de Texas y en mucha menor cantidad en otros 19
campos. La producción conjunta de Bakken y Eagle Ford representa el 81 % de la
producción total de petróleo de lutitas.
La tabla 3 muestra la producción de los 10 campos más importantes en
mayo de 2012. Como puede verse, la mayor parte de la producción está
concentrada en los dos campos principales, y los seis más productivos
representan el 94 %, aunque cinco de ellos no se muestren en la tabla. Los 15
pozos menos productivos contribuyen conjuntamente al 6 % de la producción.
Los pozos de Bakken muestran profundos declives productivos a lo largo
del tiempo (figuras 29-A y C y tabla 3, cols. 2 y 8). El primer año decreció un
69 %, y el declive general a lo largo de cinco años fue del 94 %. Estas caídas
situarán la producción media por pozo de Bakken un poco por encima de la
categoría de “marginal” en apenas seis años, aunque los declives en la
producción a largo plazo son inciertos debido a la corta vida de la mayoría de
sus pozos.
El campo Bakken fue el primer campo de petróleo de lutitas y es todavía
el más productivo de los existentes en Estados Unidos. Aunque ha estado
produciendo a tasas bajas durante décadas, la irrupción del fracking horizontal
ha disparado su producción.
La figura 30-A ilustra la producción mensual más elevada registrada en
los pozos de Bakken. La variabilidad de los pozos es una muestra de la
heterogeneidad geológica del campo. La PI media es de 400 bl/d, aunque los
mejores pozos, que solo representan el 5 % del total, alcancen los 1000 bl/d.
La producción media actual de todos los pozos de Bakken es de 124 bl/d, debido
al rápido declive de los pozos y a que la producción global del campo es una
mezcla de la procedente de pozos nuevos y viejos.
El declive anual global de los pozos perforados en Bakken antes de 2011
es del 40 % (tabla 3, columna 8). Asumiendo que los nuevos pozos que vayan
perforándose produzcan el primer año lo mismo que los perforados en 2011 (lo
que no es poco), habría que perforar 819 pozos nuevos cada año para mantener la
producción actual evitando el declive (tabla 4). A un coste medio de 10
millones de dólares por pozo, deberían invertirse al menos 8200 millones de
dólares cada año, al margen de los alquileres de terrenos y otros
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costes de infraestructura, solo para
mantener la producción estable al nivel actual. El rig count actual
de Bakken (186) es suficiente para mantener la tasa actual de perforación. La
falta de crecimiento en las PI de los nuevos pozos indica que se ha alcanzado
el tope del incremento procedente de la aplicación de las mejores tecnologías y
que las mejores manchas han sido localizadas y se están perforando ya. Esos son
los síntomas de que el campo ha alcanzado su edad madura.
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Figura 29. Gráficas representativas de dos campos de petróleo de lutitas
estadounidenses. A y B: curvas típicas de declive de los pozos Bakken y
Eagle Ford, respectivamente. C: Perfiles productivos futuros para el campo
Bakken, asumiendo la tasa actual de adición de nuevos pozos comparada con un
escenario de 2000 nuevos pozos cada año. Ambos escenarios asumen una calidad
buena y constante para los nuevos pozos y la estimación de la US EIA de un
máximo de 11 725 lugares disponibles para perforar. La producción decrece
después de un máximo en ambos escenarios dentro de un declive general del campo
del 40 %.
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Figura 30. Distribución de
la calidad de los pozos de dos campos petrolíferos de lutitas definida por la
tasa de producción mensual más alta en toda la vida del pozo. El eje de
abscisas indica el porcentaje acumulado de pozos ordenados de menor a mayor
calidad. A y B: datos para los campos Bakken y Eagle Ford, respectivamente. C:
Proyección de la producción de petróleo de lutitas por campo hasta 2025 basada
en la curva tipo de producción ya comprobada, en el número de perforaciones
proyectadas por la US EIA para los campos Bakken y Eagle Ford, asumiendo que
las tasas de crecimiento recientes continuarán en los otros campos.
En enero de 2010 quedaban en Bakken 9727 lugares disponibles para
perforar, lo que, junto a los 1985 pozos operativos en ese momento,
significaban un máximo de 11 725 pozos en el Bakken (US EIA, 2012d). Esto
representa un perfil de producción que subiría un 41 % desde mayo de 2012 hasta
un máximo de 0,973 Mbd en 2017. En ese momento, con todos los nuevos lugares
perforados, la producción disminuirá de acuerdo con el declive general del
campo del 40 %. La producción media por pozo caerá por debajo de los 10 bl/d
hacia 2022, momento en que los pozos serán declarados marginales y clausurados.
La modificación de los parámetros de entrada no cambia la recuperación
general, siempre que el total de localizaciones de pozos se mantenga constante
en los 11 725 y la calidad media de los pozos no disminuya. Por ejemplo, si las
tasas de perforación se incrementaran hasta 2000 pozos al año, el cénit del
campo se alcanzaría dos años antes, en 2015, con un nivel de producción más
alto, del orden de 1,099 Mbl/d, como se ve en la figura 29-C.
Un último dato a tener en cuenta es que siempre que se menciona el
Bakken se habla de la juventud del campo y de Dakota del Norte, pero se suele
olvidar que el campo también se extiende bajo el vecino estado de Montana y
allí la historia es un poco más antigua. La producción de petróleo de lutitas
en Montana empezó a declinar a partir de 2006, después de alcanzar un pico
ligeramente superior a los 100 Kbl/d. Los pozos marginales (“stripper”, en la
jerga del sector) de Montana anticipan lo que ocurrirá con sus hermanos de
Dakota del Norte en media docena de años.
En resumen, el campo Bakken está siendo una nueva y significativa fuente
de petróleo que está ayudando a compensar la disminución de los campos
convencionales y a hacer crecer un poco la producción doméstica estadounidense,
pero no es la panacea para la “independencia energética” de Estados Unidos a
largo plazo. Si contabilizamos los 500 Mbl extraídos hasta mayo de 2012 y
suponemos una recuperación final óptima (unos 3000 Mbl en
Página 199
2025), la suma acumulada supone unos
seis meses el consumo actual de petróleo estadounidense.
Tabla 4. Estimación de los costes anuales de perforación para mantener la
producción de petróleo de lutitas en los 13 campos estadounidenses más
productivos.
1. Nombre de los campos, que aparecen ordenados según
su posición en el ranking de producción.
2. Número de pozos a perforar anualmente para compensar
el declive.
3. Coste aproximado por pozo (millones US$).
4. Coste anual de la perforación de pozos para contener
el declive (millones US$).
• Fuente: Hughes (2013a).
El Eagle Ford del sur de Texas es el segundo campo de petróleo de
lutitas más grande de Estados Unidos. El empleo del fracking de
múltiples etapas con pozos horizontales ha permitido que la producción creciera
muy rápidamente. La producción suma 524 Kbl/d procedentes de los 3129 pozos
operativos en junio de 2012 (tabla 3). Eagle Ford es también un productor
destacado de gas asociado con una producción de 2140 Mpc/d en junio de 2012, lo
que le convierte en el quinto campo de gas de lutitas más productivo de Estados
Unidos (véase tabla 1).
Como ocurre en otros campos de lutitas, los pozos de Eagle Ford decrecen
muy rápidamente a lo largo del tiempo. La figura 29-B muestra una curva de
declive tipo, recopilada a partir de los datos de producción de 50 meses entre
Página 200
finales de 2007 y finales de 2011.
También muestra una curva surgida de los cinco primeros meses de 2012, que
indica que las PI crecen a medida que los operadores concentran las
perforaciones en las manchas dulces. La curva tipo situará la media de los pozos
de Eagle Ford en la categoría de pozos “marginales” (menos de 15 bl/d) en los
próximos tres años aproximadamente. Esta tasa de declive es incluso mayor que
la observada en Bakken.
La figura 30-B muestra la producción mensual más alta registrada en los
pozos de Eagle Ford, cuya variabilidad es una muestra de las diferentes
propiedades geológicas existentes en el campo. La PI media es de 437 bl/d; los
pozos de mayor calidad (más de 1000 bl/d) suponen alrededor de un 10 % del
total. La producción media de todos los pozos operativos es actualmente de 168
bl/d debido al efecto del brusco declive de los pozos y al hecho de que la
media se hace con pozos jóvenes y viejos. La producción media de líquidos en
Eagle Ford parece haberse estabilizado después de un brusco crecimiento en
2010, mientras que la producción media de gas está declinando y ahora es de 558
Kpc/d.
Si asumimos que todos los pozos que se vayan perforando produzcan el
primer año lo mismo que los perforados en 2011, que ya es asumir, habría que
perforar 723 pozos nuevos cada año para mantener la producción actual evitando
el declive (tabla 4). A un coste medio de 8 millones de dólares por pozo,
deberían invertirse al menos 5800 millones de dólares cada año, al margen de
los alquileres de tierra y otros costes de infraestructuras, solo para
conseguir que el Eagle Ford mantenga su producción estable al nivel actual.
En resumen, el campo Eagle Ford es una nueva y significativa fuente de
petróleo que está ayudando a contener el declive de los campos convencionales y
a que crezca algo la producción doméstica pero, como sucede con el Bakken, no
es la panacea a largo plazo para la “independencia energética” de Estados
Unidos. Con sus 170 Mbl extraídos hasta mayo de 2012, y unos recursos de hasta
2230 Mbl en 2025, podrá hacer una contribución de alrededor de cinco meses al
consumo total estadounidense.
Los dos campos principales ya descritos suponen el 80 % de la producción
total de líquidos. Los tres siguientes, Bone Spring, Niobrara y Granite Wash,
añaden un 11 % más. Los restantes 16 campos contribuyen solamente con un 8 % a
la producción total, aunque esos campos hayan sido exaltados como grandes
promesas. Aubrey McClendon, de cuyas profecías ya nos ocupamos, profetizó que
el campo Utica era “lo más grande que había pasado en Ohio desde la invención
del arado”.
Página 201
Sin embargo, los datos que deberían
avalar esa profecía siguen siendo un arcano, mientras que los datos disponibles
muestran que el Utica tiene una producción de 104 bl/d, lo que hace que sus 13
pozos productivos estén en plena marginalidad: apenas producen 13 bl/d de
media. Por eso, el Utica, situado en el puesto 19 en el ranking de
campos estadounidenses, no aparece en la tabla 4.
El petróleo de lutitas está creciendo rápidamente, pero el crecimiento
está restringido fundamentalmente a los dos mejores campos, como se resume en
dicha tabla: Eagle Ford y Bakken. Parámetros tales como la producción media de
los pozos y la media de PI (calidad de un pozo) prueban que ambos campos
destacan entre todos los demás. Se calcula que la producción de ambos
continuará creciendo hasta un nuevo pico cercano que está controlado por las
localizaciones disponibles de pozos.
Una cuestión de mayor calado es saber cuáles son las perspectivas de
crecimiento para los restantes 19 campos, muchos de los cuales se han perforado
con cientos o miles de pozos y no han dado más que rendimientos marginales o
mediocres. A pesar de que muchos de esos pozos son viejos y no se han
beneficiado de las recientes tecnologías de fractura hidráulica múltiple, todo
indica que no se acercan a los rendimientos estelares de Bakken y Eagle Ford.
Este hecho es muy importante para poner a los desorbitados pronósticos de la
industria en su justo lugar.
En resumen, la evolución en Bakken y Eagle Ford ha seguido unos ritmos
muy similares a los que apunté en el caso de los campos de gas de lutitas:
Se identifica el campo y comienza la fase de alquileres frenéticos de
los terrenos.
Para mantener los arrendamientos la fase de perforación sigue un ritmo
similar, lo cual sirve también para localizar las manchas dulces y la extensión
del campo.
La producción crece rápidamente y la perforación se centra en las
mejores manchas. Esto se manifiesta por los crecientes PI, lo que sucede
siempre en los inicios de todos los yacimientos de lutitas.
La aplicación de las “mejores tecnologías” de fracking horizontal
múltiple mantiene las PI aun cuando las perforaciones pasan de las mejores
manchas a otras de peor calidad.
Llega un momento en que las mejores tecnologías no pueden con las malas
cualidades geológicas y las PI de los nuevos pozos decrecen.
Página 202
Conforme las PI decrecen, se
requieren más y más pozos para compensar el declive general del campo y, si no
hay perforaciones masivas, el campo entero cae en declive terminal. La
producción es una burbuja con una vida media de diez años a los niveles actuales
o más altos de producción.
La figura 30-D muestra una proyección de la producción de petróleo de
lutitas basada en los 21 pozos más productivos de Estados Unidos, asumiendo que
el ritmo actual de perforaciones se mantenga hasta que el número de lugares
disponibles se acabe. El escenario es el pico del petróleo de lutitas en 2016.
En ese pronóstico se asume que el crecimiento en los 19 campos menores, cuya
producción representa menos del 20 % de la producción actual de petróleo de
lutitas, se mantiene al mismo ritmo que en los dos grandes, lo cual es más que
dudoso porque la producción en ellos es mucho más baja que la de Bakken y Eagle
Ford, y por tanto son menos atractivos económicamente. El pico por encima de 2
Mbd es significativo en términos del consumo doméstico a corto plazo, pero el
desplome en picado que le sigue ha sido ignorado por los exuberantes
pronósticos de los operadores y de quienes proclaman la “independencia
energética de Estados Unidos”. Hacia 2025 se habrá producido un total de
petróleo de lutitas de unos 7300 Mbl, más o menos el consumo anual del país.
En la tabla 4 se resume la inversión aproximada, 35 800 millones de
dólares anuales, que se requiere para mantener los niveles de producción en los
campos de petróleo de lutitas de EE. UU., que representan el 99 % de la
producción. La inversión no incluye los costes de alquiler de terrenos y otros
gastos en infraestructuras, como oleoductos, carreteras, etcétera. Estos
costes, y el número de nuevos pozos que deberán abrirse cada año, irán en
aumento a medida que las perforaciones se hagan en manchas de peor calidad.
En la tabla 4 no se han contemplado los costes de capital para compensar
el declive en la producción de petróleo de lutitas y gas en los casos de los
pozos que producen ambos. Se calcula que evitar el declive en todos los campos
de petróleo y gas de lutitas estudiados supone abrir 8600 pozos cada año, con
un coste anual de unos 48 200 millones de dólares.
El número de pozos que se requiere para compensar el declive muestra la
alta productividad de los dos campos que encabezan el ranking comparados
con el resto. Se puede compensar el declive del 80 % de la producción
estadounidense de petróleo de lutitas con 1542 pozos y una inversión de 14
Página 203
000 millones de dólares, y se
necesitan 4659 pozos con un coste de 21 800 millones para compensar el 20 %
restante.
A pesar de ello, la industria bombardea con propaganda inconsistente
acerca de las perspectivas que ofrecen los 19 campos de petróleo de lutitas,
que hoy representan menos del 20 % de la producción. Si se tienen en cuenta las
características de la mayoría de esos campos (tabla 4), tales anuncios son
publicidad engañosa. Como ocurre con los campos de gas de lutitas, los mejores
no están por todas partes. Están en el vértice de su propia pirámide, mientras
que los campos de menor calidad están por debajo de ellos. Su tasa de
suministro depende de grandes flujos constantes de capital para perforarlos, a
los que se añaden crecientes daños medioambientales colaterales.
Los recursos técnicamente recuperables no probados de petróleo de
lutitas han sido revisados ligeramente al alza respecto a 2010 por la US EIA y
han pasado a ser de 31 500 a 33 200 Mbl (US EIA, 2012d). Aunque no incluyamos
en nuestro razonamiento que una cosa son las reservas y otra la tasa de
suministro, esos 33 200 Mbl suponen justamente el consumo cuatrienal
estadounidense, aplicando el consumo de 2011. A pesar de ello, el petróleo de
lutitas sigue siendo el principal soporte propagandístico de la “independencia
energética” de Estados Unidos.
La US EIA evaluaba también el nivel de esfuerzo que habría que realizar
para recuperar los recursos técnicamente recuperables no probados de petróleo
de lutitas, y para hacerlo utilizaba el número de lugares disponibles sin
perforar junto con los PTE. Según ese informe, la US EIA calcula que deben
perforarse 219 730 pozos para recuperar los 33 200 Mbl de marras. Nuevamente,
la ley de rendimientos decrecientes queda perfectamente reflejada en esos
datos: para recuperar el 71 % de los recursos, es decir, 23 700 Mbl, se
requiere perforar el 29 % de los pozos. Para recuperar el 29 % restante de
los recursos, hay que perforar el 71 % de los pozos.
Además, el 41 % de esos recursos de petróleo de lutitas se supone que
están en los pozos del campo Monterey de California, recientemente analizado
por Hughes (2013c). Eso es mucho suponer, habida cuenta de que las expectativas
puestas en ese campo han sido decepcionantes (AP, 2012a) y el resultado a largo
plazo de Monterey está a niveles de “pozo marginal”, con una media de 12,7 bl/d
procedentes de 675 pozos. Esto no es comparable ni de lejos con Bakken ni con
Eagle Ford, a pesar de los entusiasmos iniciales.
Más aún, si se aplican las medias de
los resultados obtenidos en la revisión del USGS (2012), los recursos
técnicamente recuperables no probados de petróleo de lutitas están entre 23 000
y 34 600 Mbl (asumiendo en ambos casos que puedan extraerse 13 700 millones de
Monterey). Aunque sean cantidades significativas, es duro tragarse que sean la
causa de la “independencia energética” estadounidense porque representan a lo
sumo tres o cuatro años de consumo, incluso si se pudiera extraer hasta la
última gota, lo cual tomaría varias décadas.
No hay estudios definitivos acerca de la verdadera TRE del petróleo de
lutitas, y con certeza será muy variable, dependiendo de la productividad del
campo. No obstante, está claro que resultará más baja que la del petróleo
convencional, dada la complejidad del proceso de la fractura hidráulica de
etapas múltiples, que implica manejar millones de litros de agua, varios
cientos de viajes de camiones por pozo, presiones altísimas para inyectar
fluidos y muchas cosas más, como veremos a continuación.
La gran estafa americana
Como he expuesto hasta ahora, en los últimos años la industria de los
hidrocarburos ha puesto especial empeño en la exploración de los yacimientos no
convencionales, a pesar de que suponen un reto de explotación cada vez mayor
por su elevada dificultad técnica, que requiere inversiones de alto coste, y de
su escasa rentabilidad a medio y largo plazo. El empeño se debe a un contexto
económico que ha disparado el precio de los hidrocarburos, al declive
irreversible de las reservas tradicionales y, en el caso de las lutitas y otras
rocas afines, a los avances en las técnicas de perforación horizontal (o
dirigida) que son variantes de una técnica clásica: la fractura hidráulica
vertical.
La fractura hidráulica consiste básicamente en provocar grietas en rocas
ricas en hidrocarburos, mediante perforaciones seguidas de explosiones y de la
inyección de agua y otros fluidos, productos químicos y sólidos a presiones muy
altas. Como ocurre con tantos otros anglicismos (running, footing, moving,
camping, rafting, boxing) el término fracking ha calado en
el lenguaje popular como sustituto de fractura hidráulica, lo que
no quiere decir que sea preciso. En realidad, la palabra fracking determina
la acción de fracturar y, por tanto, se refiere a la fractura hidráulica, una
de las técnicas empleadas para la obtención de hidrocarburos de las lutitas y
de otras rocas compactas en capas profundas.
La extracción de hidrocarburos a partir de las lutitas, a la que
asistimos desde hace un lustro y a la que llamamos coloquialmente fracking,
consiste en la conjunción de tres métodos:
1. Empleo en la fase de prospección de técnicas de
visualización de imágenes, entre las que se incluye la tomografía sísmica, que
permiten localizar la posición de los estratos de roca madre empapados de
hidrocarburo y trazar una cartografía subterránea en la que llevar a cabo la
fracturación.
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2. Perforación
horizontal y no solo vertical, como se hace en las explotaciones
convencionales.
3. Estimulación de la salida del hidrocarburo
mediante fractura hidráulica, lo que implica la inyección de cantidades
considerables de agua a presión unida al uso de aditivos químicos, arena y
explosivos.
A estos tres procesos tecnológicos nos referimos cuando hablamos
genéricamente de fracking.
Breve historia del fracking
En los debates a los que he asistido con participación de ingenieros de
minas españoles, estos siempre alardean de que han ejecutado “mucho” fracking o
de que “están hartos de hacer fracking”. Es posible que sea verdad,
pero es una verdad a medias, porque su experiencia es, exclusivamente y como
mucho si es que han tenido oportunidad de trabajar fuera de España, la de haber
participado en perforaciones verticales en las que la explotación se estimula
con fractura, que eso y no otra cosa es el fracking en sentido
estricto: la fracturación de la roca para favorecer la liberación del
hidrocarburo. La fracturación puede hacerse de formas muy distintas, usando
desde nitroglicerina a napalm, como se hacía en Pensilvania desde hace 100
años, pero cuando se está en pleno debate sobre la fractura hidráulica
horizontal resulta cuando menos interesado mezclar churras con merinas.
Por eso, para evitar la confusión, interesada o no, antes de entrar en
los aspectos económicos y financieros del asunto, conviene detenerse en un
punto clave en lo que se refiere a la explotación de yacimientos no
convencionales mediante fractura hidráulica horizontal (fracking horizontal
o simplemente fracking de aquí en adelante), un procedimiento
moderno que quienes lo apoyan tienden a presentar interesadamente
como un viejo método de explotación utilizado habitualmente por la industria
petrolera sin haber provocado mayores problemas. La diferencia esencial es que
el método clásico empleado en pozos convencionales ha sido la fractura
hidráulica vertical, empleada para la estimulación de la salida de fluidos en
pozos convencionales.
Página 207
Figura 31. Esquema básico de una explotación de fracking.
La fractura hidráulica es una técnica de estimulación de pozos que
consiste en inyectar al fondo del pozo y a alta presión un líquido (cuya base
es el agua, pero que contiene además otros aditivos químicos) junto con un
agente apuntalante o de sostén que suele ser arena, para que uno (el líquido a
presión) amplíe las fracturas provocadas por explosiones subterráneas, y el
otro (el agente de sostén), al formar micropilares, impida que las grietas se
cierren para que los hidrocarburos fluyan hacia el pozo. Nótese que hasta el
momento nada se ha dicho de la dirección que toma el pozo de perforación, de
manera que esta primera parte de la técnica es común con las perforaciones
verticales convencionales.
Aunque la diferente litología y las imperfecciones mecánicas causaban
que la mayoría de los pozos se desviasen, al menos levemente de la vertical, la
perforación petrolera tradicional hasta la última década del siglo pasado era
exclusivamente en ese sentido. Sin embargo, las tecnologías modernas de
perforación direccional permiten perforar pozos marcadamente oblicuos y
horizontales que pueden llegar a gran profundidad. Esta posibilidad es
importante ya que los yacimientos en rocas que contienen hidrocarburos son
normalmente horizontales o casi horizontales, cuyo espesor es variable pero
suele tener una media de unos 90 metros en los yacimientos estadounidenses. Un
pozo taladrado horizontalmente maximiza la superficie de la roca que, una vez
fracturada, está en contacto con el pozo y, por tanto, incrementa al máximo el
volumen de gas que puede obtenerse, lo que implica una mayor
Página 208
productividad. El uso de la
perforación desviada u horizontal ha permitido también alcanzar depósitos a
kilómetros de distancia de la perforación, y ha hecho posible la explotación de
yacimientos de hidrocarburos situados debajo de sitios en los cuales es muy
difícil colocar una plataforma de perforación o bajo áreas ambientalmente
sensibles, urbanizadas o pobladas.
Por tanto, dadas las similitudes en lo que se refiere a la estimulación
por fractura existentes entre las perforaciones convencionales y no
convencionales, lo verdaderamente relevante y diferencial en la explotación de
lutitas es la perforación horizontal, la cual, combinada con la fractura, es
imprescindible para hacer rentables las explotaciones. Y es diferencial también
el aumento de los riesgos asociados a toda perforación con fractura (seísmos,
contaminación de acuíferos, aditivos químicos, lodos, residuos, etcétera)
cuando se trata de la perforación horizontal, por la simple razón de que su
radio de influencia es infinitamente mayor que el de una perforación vertical,
de la misma forma que la intrincada malla que forman las galerías de una mina
afectan a mayor volumen de subsuelo que la que produce la perforación de un
solo pozo vertical.
El uso del agua a presión en la minería es tan viejo como la propia
industria. Los romanos ya tenían su particular método de fractura hidráulica.
En Las Médulas (León) extraían oro con un procedimiento que Plinio el Viejo
documentó como ruina montium, destruir la montaña. Gracias a una
obra de ingeniería colosal, que implicaba la construcción de decenas de
kilómetros de canalizaciones, almacenaban agua y la dejaban correr por la
montaña y sus galerías para extraer el mineral. “Lo que ocurre en Las Médulas supera
el trabajo de gigantes”, escribió Plinio (Goodway, 2010).
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Foto 1. Un obrero prepara nitroglicerina para disparar un pozo. Pensilvania,
década de 1890. Fuente: http://www.sjvgeology.org
La idea de fracturar roca para liberar hidrocarburos se remonta casi
hasta el comienzo de la industria del petróleo. El modelo más próximo a lo que
hoy entendemos por fractura se remonta a la década de 1860, cuando se usó
nitroglicerina líquida (más tarde, solidificada) para estimular pozos poco
profundos de roca dura en Pensilvania, Nueva York, Kentucky y Virginia
Occidental (Montgomery y Smith, 2010). Aunque era extremadamente peligrosa, y a
menudo se utilizaba ilegalmente, la nitroglicerina fue un éxito
Página 210
espectacular para el “disparo” de los
pozos de petróleo (foto 1). El objetivo de “disparar” un pozo era romper la
formación petrolífera para aumentar tanto el flujo inicial como la recuperación
final de petróleo. Este mismo principio de fractura fue aplicado rápidamente
con la misma eficacia a los pozos de agua y gas. Estrictamente hablando, no se
trataba de un proceso de fractura hidráulica, habida cuenta de que no había
inyección de agua.
Pero como arrojar nitroglicerina a granel por la boca de los pozos,
además de peligroso, no era un proceso que pudiese ser patentado, más de un
avispado debió comenzar a pensar en un método más sofisticado y presentable
desde el punto de vista tecnológico, un procedimiento que pudiera ser
presentado ante la poderosa Oficina de Patentes de Estados Unidos. En 1866 se
emitió la patente estadounidense n.º 59 936 a favor del coronel Edward Roberts,
veterano de la recién finalizada Guerra de Secesión, que había desarrollado una
invención a la que tituló simplemente, “explosión por torpedo”. La idea de
Roberts consistía en hacer bajar un cilindro de hierro lleno de unos cuantos
kilos de pólvora (entre 15 y 20 libras, reza la patente) por un pozo perforado
hasta que el “torpedo” alcanzaba los estratos oleaginosos. En ese momento se
hacía explosionar el torpedo mediante un ingenioso mecanismo a modo de tapadera
situado en la parte superior de la carcasa, que estaba conectado por cable a un
detonador que el operador manejaba desde la superficie. Roberts había previsto
también inundar el agujero del pozo con agua para proporcionar un “taponamiento
fluido”, cuyo objetivo era concentrar la onda expansiva y fracturar más
eficientemente la roca.
Página 211
Foto 2. Los torpedos precursores del fracking. Trío de
“torpederos” preparados para introducir varios torpedos en el campo de
Midway-Sunset Field, California, 1913. Fuente: http://www.sjvgeology.org
El invento funcionó. La Roberts Petroleum Torpedo Company, empresa que
creó el ingenioso coronel, se puso manos a la obra en lo que se dio en llamar
“disparar pozos”: miles de pozos de Pensilvania fueron torpedeados por Roberts
y sus muchachos ante la asombrada mirada de unos propietarios que ya los daban
por agotados, y que veían cómo la producción de sus pozos se incrementaba hasta
un 1200 % en la primera semana después del disparo. Los contratos de Roberts
con los propietarios establecían un derecho del 15 % sobre la producción
petrolera posterior. Como el invento no era precisamente una sofisticación
tecnológica, muchos perforadores decidieron fabricar sus propios torpedos, que
hacían explosionar durante la noche sin observadores alrededor, práctica furtiva
que dio origen al término abrir pozos a la “luz de la luna”.
En 1907 se usó una forma primitiva de fractura hidráulica para separar
granitos de la roca madre. En la década de 1930 empezó a fraguarse la idea de
inyectar un líquido explosivo en el subsuelo para estimular pozos. El fenómeno
de la “presión rompedora” se conocía desde las operaciones de acidificación de
pozos como un medio para producir una fractura que no se cerraba por completo
debido a la impregnación del ácido. El procedimiento
Página 212
desatrancaba el flujo del pozo y
mejoraba la productividad. El fenómeno se confirmó en el campo no solo mediante
los tratamientos con ácido sino también con inyección de agua y operaciones de
cementación. Fue el inicio de la fracturación hidráulica.
Pero hasta que el ingeniero geólogo Floyd Farris, de Stanolind Oil and
Gas Corporation (Amoco), no realizó un estudio en profundidad para relacionar
el rendimiento observado y las presiones de tratamiento durante la
acidificación, la inyección de agua y la cementación, el procedimiento era
insuficientemente conocido. A partir de ese trabajo, Farris concibió la idea de
fracturar hidráulicamente una formación geológica para mejorar la producción de
pozos de petróleo y gas. En su primera aplicación práctica, el primer
tratamiento experimental (bautizado como hydrafrac) para estimular
un pozo se llevó a cabo en 1947 en el yacimiento de gas Hugoton, en el condado
de Grant, Kansas, por Stanolind Oil. Se inyectaron 5000 litros de gasolina
gelatinosa (napalm), seguidos por un gel rompedor para estimular una formación
de piedra caliza con gas situada a 800 metros de profundidad. El rendimiento
del pozo no aumentó significativamente, pero era un comienzo. En 1949 la
Oficina de Patentes de Estados Unidos extendió una patente con licencia
exclusiva concedida a la Halliburton Oil Well Cementing Company (Howco) para
bombear utilizando el nuevo procedimiento de hydrafrac.
El 17 de marzo de 1949 Howco realizó los dos primeros tratamientos
comerciales para extraer gas natural, uno con un coste de 900 dólares, en el
condado de Stephens, Oklahoma, y otro, por 1000 dólares, en el condado de
Archer, Texas, usando petróleo crudo o mezclas de crudo y gasolina, a los que
se añadían entre 50 y 100 kilos de arena. En el primer año se trataron más de
300 pozos, con un incremento medio de la producción del 75 %.
La fractura hidráulica inducida tal y como la entendemos hoy día, es
decir, la propagación de fracturas en un estrato rocoso mediante la inyección
de fluidos presurizados, es el resultado de innovaciones tecnológicas que
comenzaron a finales del siglo XX. En 1976, el MERC (Morgantown Energy Research
Center), predecesor del actual National Energy Technology Laboratory, inició el
proyecto Eastern Gas Shales, encaminado a abrir nuevas vías de explotación de
gas natural en Estados Unidos, dado que la producción doméstica de gas estaba
dando señales evidentes de agotamiento. El MERC, el Departamento de Energía,
varios laboratorios de innovación tecnológica y diversas agencias y organismos
federales se pusieron a trabajar en proyectos
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de I+D+i que condujeron a las
técnicas de fractura hidráulica de alta presión, la perforación horizontal y
las técnicas de provocar microseísmos para obtener imágenes de los estratos
rocosos con depósitos de gas.
En la década de 1980, George Mitchell, de la compañía Mitchell Energy
& Development, que hoy forma parte de Devon
Energy, descubrió que las lutitas presentaban grietas naturales. Algunas
lutitas tenían más grietas que otras, y si se aplicaba la hidrofractura a las
más agrietadas era más que posible que el hidrocarburo fluyera más fácilmente.
En 1991, el Departamento de Energía subvencionó a Mitchell Energy para que
ejecutara las primeras pruebas de fractura hidráulica combinada con la
perforación horizontal en el yacimiento Barnett Shale, en el norte de Texas,
que fue la primera explotación comercial registrada.
Foto 3. Primera experiencia de perforación de fracking en
Hugoton, Kansas,
1947. Fuente: http://www.kgs.ku.edu/Publications/PIC/pic32.html
Lo que consiguió Mitchell fue el prototipo de lo que hoy se ha
generalizado: logró llegar verticalmente hasta aproximadamente un kilómetro de
profundidad, y después se dirigió horizontalmente otro kilómetro penetrando
dentro de una capa de lutitas de petróleo. Mitchell mataba así dos pájaros de
un tiro. Por un lado, conseguía un contacto mayor entre el pozo y el estrato de
petróleo o gas; por otro, podía perforar por debajo de áreas
Página 214
urbanizadas, lo que no era una
cuestión baladí, habida cuenta de que el yacimiento Barnett Shale se extendía
considerablemente por debajo del enorme área urbana de Fort Worth. Poco
después, Mitchell perfeccionó la extracción usando una técnica bautizada como slick-water
fracturing, porque utilizaba agua a la que se añadían geles “resbaladizos”,
esto es, reductores de la fricción.
La técnica actual de fracking, que usa presiones mucho
mayores que sus predecesoras, se usó por primera vez en 1999, también en
Barnett Shale, y con ella se lograron movilizar reservas de gas hasta entonces
inaccesibles. Durante los años que siguieron a la patente de Mitchell, las compañías
petroleras se dedicaron a añadir más y más aditivos para mejorar la extracción,
lo que incluyó el uso de arenas pero también una prolija lista de productos
químicos, muchos de ellos tóxicos, con los que elaboraban unas fórmulas que los
operadores mantenían cuidadosamente en secreto amparados en las modificaciones
a la Ley Federal de Protección de Aguas Potables de 1974 introducidas en la Ley
de Política Energética de 2005, que eximía a los operadores de la obligación (vigente
hasta ese año) de registrar la composición química de cualquier producto que
pudiera llegar hasta los recursos hídricos. El impulsor de esa modificación
legal fue el vicepresidente Dick Cheney y el artículo que impone la exención se
conoce como “la gatera de Halliburton”, la compañía estrechamente vinculada a
Cheney, una empresa petrolífera que obtuvo sustanciales beneficios de la
modificación legal.
Este fue el comienzo de “la revolución de las lutitas”, una carrera que
se aceleró en la primera década de este siglo y cuyas principales innovaciones
fueron las plataformas multipozos de 2007, que permitieron agrupar hasta 16
pozos en una misma plataforma de explotación, lo cual permitía a las empresas
concentrar maquinaria y materiales en un solo lugar para reducir costes y
acelerar la extracción de los pozos.
En muchos aspectos, la nueva capacidad de la industria para acceder al
gas y al petróleo de lutitas giró alrededor de estos desarrollos tecnológicos.
Pero la historia no acaba ahí. Que Mitchell Energy se centrara en la
explotación del gas no convencional estuvo motivada en parte por la eliminación
del control de precios del gas natural aprobada por el Gobierno federal, y por
las subvenciones y exenciones fiscales federales destinadas a promover el
desarrollo de recursos de gas natural no convencionales. Tales ventajas se
debieron a que a finales de 1980 y principio de los 90 los límites de los
suministros de gas natural convencional de Estados Unidos eran cada
Página 215
vez más patentes, lo que amenazaba
con llevar a un abrupto aumento de los precios del gas en la década de 2000.
Amparándose en que la nueva técnica iba ser la herramienta clave para un
cambio en el paradigma energético, porque la disminución de la producción de
gas y petróleo convencionales se compensaría con el gas de lutitas, que se
anunciaba como un combustible de transición hacia un futuro bajo en carbono, y
porque el petróleo de lutitas sería capaz de devolver a Estados Unidos la
necesidad de las importaciones extranjeras, el Gobierno federal y algunos
estados comenzaron a ofrecer créditos fiscales o deducciones impositivas a las
empresas que produjeran gas de lutitas o metano de capas de carbón.
Los altos precios del petróleo fueron igualmente decisivos para el
desarrollo del petróleo de lutitas del campo Bakken. Al mirar hacia atrás, está
claro que la conjunción de una serie de innovaciones tecnológicas en el
contexto de los precios de los carburantes, las subvenciones federales y los
cambios en las regulaciones gubernamentales fue lo que hizo posible la
explotación comercial a gran escala del gas y el petróleo de lutitas.
La producción de gas de lutitas a gran escala se inició en la formación
Barnett Shale hace una década y se extendió rápidamente a otras zonas. Cinco
campos producen el 80 % del gas de lutitas en Estados Unidos, como hemos visto
en el capítulo anterior. La mayor parte de la producción de gas de lutitas en
todo el mundo se encuentra en esos pozos, aunque muchos países tienen ya
proyectos piloto, animados por pronósticos como los de la petrolera BP, que
prevé que la producción conjunta de gas y petróleo de lutitas en 2030
multiplicará por seis los niveles de 2011 (BP, 2013).
En 2004, menos del 10 % de los pozos estadounidenses eran horizontales;
hoy en día, la cifra asciende al 61 %. El gas de lutitas ha pasado de
representar alrededor del 2 % de la producción de gas de Estados Unidos en 2000
a casi el 40 % en 2012, mientras la producción total de gas del país creció un
25 % durante el mismo período. Desde entonces, el procedimiento ha sido una
fuente constante de controversias a favor y en contra de la técnica, un resumen
de las cuales puede obtenerse en Howarth et al., 2011. La
producción está estabilizada desde principios de 2012 después de haber tenido
un período de crecimiento sostenido, una estabilización que puede que tenga
mucho que ver con el pinchazo de una burbuja financiera y de precios que
comentamos más adelante.
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En 2008 se habían hecho más de 50 000
fracturas en todo el mundo a un coste de entre 6000 y 10 000 millones de
dolares. La diferencia de costes obedece a que las perforaciones horizontales
desarrolladas en los últimos años son mil veces superiores a las perforaciones
verticales. Comparemos un solo dato. Cuando comenzaron las explotaciones
de fracking vertical, el tratamiento promedio de una fractura
consistía en aproximadamente 3000 litros de líquido y 200 kilos de arena. Los
tratamientos actuales promedian aproximadamente 250 000 litros de líquido y 50
000 kilos de agentes de apuntalamiento, aunque los mayores tratamientos superan
los cuatro millones de líquido y las 2000 toneladas de agentes de
apuntalamiento (Montgomery y Smith, 2010).
Los aspectos tecnológicos, ambientales y sanitarios del fracking los
he tratado con mayor extensión en las “Notas finales” (págs. 45-107) y en el
libro Fracking, el espectro que sobrevuela Europa, por lo que en el
resto de este capítulo me centraré en los aspectos económicos y financieros de
la explotación de las lutitas, en la gran estafa de la creación de empleo
creado al amor del fracking, y en el viaje trasatlántico que el
fantasma americano ha realizado hasta el Viejo Continente de la mano de algunos
pillos de Wall Street.
Entre pillos anda el juego
El epicentro de la actual crisis económica estuvo en Wall Street y en el
mercado de futuros y derivados. “En este edificio la cuestión es matar o
morir”, dice el ensoberbecido Louis Winthorpe al mendigo Billy Ray Valentine en
la película de John Landis Entre pillos anda el juego en el
momento en que ambos se dirigen al mercado de futuros de Wall Street. Se
disponen a dar el pelotazo del siglo. Vendiendo y comprando futuros en zumo de
naranja concentrado, los dos protagonistas ganarán millones y llevarán a la
bancarrota a sus pérfidos exjefes. En una de las mejores secuencias de Capitalismo:
una historia de amor, el siempre brillante e irreverente Michael Moore
planta sus cámaras donde las puso Landis para interrogar inútilmente acerca de
qué demonios son los derivados financieros y qué precio paga el país más
poderoso del mundo por su amor al capitalismo. Moore rodó una comedia negra, un
espectáculo de humor y horror que, conjugando diversión y rebelión, deja al
espectador absolutamente boquiabierto y un poco aturdido por el certero
puñetazo a nuestro modo de vida, teatro de guiñoles controlado
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por unas fuerzas económicas y
políticas que nunca pueden ni van a perder sus privilegios.
Tanto el documental de Moore como The Company Men, una
excelente película de John Wells, relatan la crónica del desmantelamiento de la
otrora poderosa industria norteamericana, la caída en picado de los sectores
automovilístico, naval y aeronáutico, y el despido de miles de trabajadores que
habían confiado en ser protagonistas de su propio “sueño americano”. Si Moore
se centró en el cierre de las fábricas automovilísticas de su estado natal,
Illinois, en The Company Men, el fracaso laboral tratado con toda su
crudeza en una suerte de Los lunes al sol aplicada a
directivos enviados al paro, Wells pone la lente en el desmantelamiento de los
astilleros de Gloucester, en Nueva Inglaterra.
Los ingenieros que hasta las desregulaciones del sistema financiero
creaban bienes y equipos, las cosas útiles y tangibles que añora Gene McClary,
encarnado por Tommy Lee Jones, el despedido vicepresidente de GTX, delante de
los desmantelados astilleros de Gloucester, han sido sustituidos por ingenieros
financieros que no necesitan mano de obra para crear sueños de riqueza después
trocados en pesadillas. Estas películas que nacieron con la voluntad de mostrar
los mecanismos internos que han provocado la crisis, son relatos estremecedores
que dejan anonadado al espectador cuando los títulos de crédito señalan el fin
de la película. Muchos de los casi seis millones de parados españoles se
reconocerán en esa sensación de indefensión que sobreviene cuando se va al
paro, en la deshumanización del proceso, y en el hecho de que los principales
ejecutivos de las empresas ganen 400 veces más que la gente a la que despiden
en nombre del mercado.
Adoptando el esquema de Los últimos días de la quiebra de Lehman
Brothers, un excelente reportaje de la BBC estrenado hace un par de años,
la película de Charles Ferguson Inside Job sigue
el rastro de las oligarquías que se eternizan en el poder, que controlan el
mundo político y, a través de él, nuestras vidas, apoyados en los economistas
de las universidades más selectas. El paradigma del cinismo de las élites
académicas es Frederic S. Miskhin, profesor de la prestigiosa Columbia Business
School, que antes del desplome económico de Islandia redactó un informe
titulado “Estabilidad financiera en Islandia”, donde alababa el sistema
financiero de aquel país. Después del crack que sumió a los
islandeses en las sentinas de la crisis, Miskhin cambió el título de su
informe, lo dejó tal cual, y pasó a llamarlo
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“Inestabilidad financiera en
Islandia”. Y como sucede con Miskhin, que al menos da la cara en el
documental, Inside Job nos revela casos extraordinarios de ese
papel legitimador de los economistas, que hacen buenas las tesis acerca de la
“corporatocracia” de John Perkins en su libro Manipulados.
Me parece que escudriñar en las interioridades de la “geología de
parqué” que está detrás del negocio del fracking da cumplida
respuesta a algunas cuestiones relacionadas con la rapiña financiera que
Perkins plantea en su libro: ¿Queremos vivir en un mundo gobernado por unos
cuantos millonarios que agotan los recursos del planeta para satisfacer sus
insaciables apetitos? ¿Vamos a soportar más deudas, privatizaciones y mercados
al servicio de ladrones de guante blanco que actúan al margen de cualquier
regulación? ¿Educaremos a nuestros hijos en un mundo donde menos del 5 % de la
población consume más del 25 % de los recursos?
Como intentaré demostrar en este capítulo, el fracking presenta
todas las características de la burbuja financiera creada por las hipotecas
subprime y su versión hispana del ladrillo, cuyos rasgos fundamentales debemos
recordar antes de adentrarnos en la burbuja de las lutitas. Empezaré por
recordarlo en el próximo apartado, antes de analizar cómo afecta la
especulación a los precios mundiales del petróleo y del gas natural en Estados
Unidos.
Cuidado con ese tipo
Cuando lean cualquier palabra terminada en “íbor”, tal como míbor,
euríbor, líbor o similares, sujeten bien la cartera. Se han topado con uno de
los cimientos del capitalismo, con el eje de uno de los sectores clave de la
economía mundial: los mercados monetarios. Los tipos terminados en “íbor”
constituyen el corazón de los mercados interbancarios, impíos montes de piedad
donde las entidades financieras y de crédito prestan y piden prestado a corto
plazo. Estos mercados son el sistema nervioso central de las finanzas
mundiales, y cuando tiemblan, como está sucediendo desde 2007, causan un
tsunami en toda la economía.
El préstamo interbancario carece de respaldo en activo alguno: se parece
más a un descubierto bancario o a una tarjeta de crédito que a una hipoteca, y
es esencial para el funcionamiento de los bancos. Todos los días el balance de
los bancos cambia de forma significativa a medida que sus clientes realizan
ingresos y retiradas y obtienen préstamos o los pagan. Por tanto, la capacidad
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de prestarse dinero unos a otros con
rapidez es esencial para mantenerse a flote.
La forma en que los bancos funcionan ha cambiado vertiginosamente
durante las últimas tres décadas. Tradicionalmente, las entidades bancarias
obtenían sus ganancias de recibir el dinero en forma de ahorro y prestarlo,
percibiendo unos intereses superiores a los que otorgaban a los ahorradores.
Como se refleja en la película ¡Qué bello es vivir!, los bancos
tenían un vínculo directo y personal con sus clientes. Este modus
operandi no les proporcionaba tantas oportunidades de crecimiento como
los banqueros deseaban, puesto que existían normas reguladoras que establecían
cuánto dinero se les permitía prestar en relación a su tamaño.
En la década de 1970 alguien parió la venta de humo monetaria, el astuto
procedimiento conocido como “titulización”, una artimaña financiera que desde
entonces no ha parado de crecer hasta estallar en forma de gigantesca burbuja.
En los felices setenta comenzó un crecimiento expansivo de la demanda de
vivienda en propiedad. Los bancos cayeron rápidamente en la cuenta de que sería
difícil satisfacerla sin aumentar la cantidad de dinero que tenían para
prestar. Optaron por un ingenioso sistema alternativo: en lugar de prestar
dinero a partir exclusivamente de los depósitos en efectivo de sus clientes,
como habían hecho hasta entonces, empezaron a “empaquetar” la deuda hipotecaria
que emitían y a venderla a otros inversores, a los que ofrecían intereses muy ventajosos.
El proceso se conoce como “titulización” porque convierte deuda en títulos
(valores) negociables en el mercado como los bonos, las opciones o las
acciones, y funcionó muy bien durante algún tiempo. Al sacar la deuda
hipotecaria de sus balances, los bancos tuvieron la capacidad de conceder más
hipotecas sin verse limitados por su tamaño.
Convencidos, como el doctor Pangloss en el Cándido de
Voltaire, quien creía que vivíamos en el mejor de los mundos, los inversores de
todo el mundo, seducidos por los sustanciosos intereses que otorgaban los
innovadores paquetes de deuda, se daban bofetadas por comprar los nuevos y
suculentos títulos. El debate sobre la irracionalidad de los inversores, de las
burbujas y de la especulación destructiva había desaparecido prácticamente del
discurso académico de los economistas, entretenidos como estaban en demostrar
que el capitalismo era el sistema perfecto. Como existían mecanismos
reguladores, los neocons, capitaneados por Reagan y Thatcher, se
encargaron de dinamitarlos. Recuperados del susto inconformista de mayo del 68,
aquello era Jauja.
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A la vista del lucrativo negocio, los
bancos se volvieron cada vez más sofisticados inventando títulos. No solo
reunían las hipotecas en paquetes, sino que dividían los títulos resultantes
para volverlos a empaquetar en CDO (Obligaciones de Deuda Colateralizada) y
versiones más complejas como los CDO2 y los CDO3. El resultado final era un
galimatías que solo los muy expertos podían descifrar. Así las cosas, las
agencias de calificación tenían la sartén por el mango. Al calificar los
paquetes les otorgaban un valor crediticio: a mayor riesgo, mayores intereses
obtenían los inversores.
La teoría que sustentaba semejantes prácticas parecía bastante sensata.
En los viejos tiempos, si alguien dejaba de pagar su hipoteca, el principal
afectado era el banco. Con el nuevo sistema, el banco le pasaba el muerto a
otro. La titulización difundía el riesgo a través del sistema financiero a
aquellos más dispuestos a aceptarlo. El problema era el proceso de
desintermediación: al eliminar la relación personal entre el prestatario y el
prestamista se multiplican enormemente las probabilidades de que quienes acaban
por comprar el fiambre de la deuda no sepan en realidad cómo de vivo está el
muerto. Lo único que pueden hacer es confiar en las calificaciones de agencias
como Standard & Poor’s, Fitch, Moodys, etcétera, cuya fiabilidad durante
los inicios de esta crisis ha caído por los suelos.
Los inversores no eran conscientes de las dimensiones del riesgo que
corrían al comprar unos paquetes de deuda de complejidad descomunal. Como los
bancos estaban prestando muchísimo más dinero del que tenían en depósito, sus
balances se trasformaron en quesos de gruyère plagados de agujeros gigantescos
(eufemísticamente denominados déficits de financiación), que solo
podían taponar haciendo lo que las cobayas en sus jaulas: mover
continuamente la rueda del crédito. La rueda giraba impulsada por el grifo de la
financiación masiva de los préstamos sin respaldo que circulaban de mano en
mano. El 9 de agosto de 2007, una mano invisible metió un palo entre los radios
de la rueda.
Ese día los mercados interbancarios y los de hipotecas titulizadas se
paralizaron repentinamente en todo el mundo. Al surgir los rumores de que el
mercado inmobiliario de Estados Unidos iba a sufrir un descalabro, y de que el
sistema financiero occidental estaba entrampado hasta las cejas, los inversores
escondieron el dinero debajo del colchón y dejaron de adquirir títulos, lo que
en la práctica significaba dejar de prestar dinero para alimentar la noria. Fue
ese momento de retención el que desencadenó la crisis financiera que vendría a
continuación.
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A uno y otro lado del Atlántico, los
bancos descubrieron de repente que no podían financiarse en los mercados
monetarios mayoristas, lo que les dejaba con un agujero ciclópeo en sus
cuentas. Aunque la crisis financiera tuvo muchas causas, el verdadero problema
del sistema bancario era su absoluta dependencia de los mercados monetarios
mayoristas donde los tipos se habían disparado, un reflejo de la negativa de
los bancos a prestarse dinero unos a otros.
Aquel largo y cálido verano de 2007, cuando los pájaros se tiraron a las
escopetas, dejó de haber préstamos de cualquier tipo. El grifo crediticio se
cerró, la noria del préstamo se detuvo y los mercados monetarios se secaron.
Los bancos centrales se vieron obligados a inyectar dinero directamente en los
mercados y en los bancos. Con nuestro dinero, con la energía de todos nosotros,
cobayas encerradas en la jaula capitalista, la rueda volvió a girar. Y en esas
estamos, pedaleando amarrados al duro banco de la noria. El caso español fue la
sublimación carpetovetónica de la crisis financiero-inmobiliaria mundial.
Trataré de explicarlo con una lección elemental de náutica bancaria.
La estabilidad es la tendencia que debe tener una embarcación a recobrar
su posición inicial cuando es apartada de ella por la acción de fuerzas
exteriores como el mar y el viento. Tal comportamiento parece desafiar la
primera ley de Newton, puesto que, si la ola imprime al buque un movimiento en
dirección determinada, el barco debería continuar moviéndose en la misma
dirección hasta que algo lo detuviese.
Felizmente no ocurre así porque, como se encargó de demostrar
Arquímedes, el peso del agua desalojada ejerce sobre la nave una fuerza que
tiende a enderezarla. Mas para que tan venturoso fenómeno pueda acontecer
evitando el naufragio, es preciso que el centro de gravedad esté muy bajo. Para
hacerlo descender hay que llenar la sentina con algún material pesado a modo de
lastre, lo que trae como resultado que el centro de gravedad venga a quedar lo
suficientemente bajo como para recuperarse del cabeceo. Si por una causa
cualquiera se arrojase el lastre por la borda, el resultado vendría a ser el
mismo que el de ponerse de pie en un bote de remos: el centro de gravedad
subiría, el equilibrio sería inestable y la zozobra más que probable.
Durante siglos, los galeones españoles de la ruta americana hacían el
viaje de ida lastrados con materiales de construcción: clavos de hierro,
mármoles, adoquines y ladrillos, que se utilizaban para la pavimentación y
construcción de edificios coloniales. A continuación, dejaban los ladrillos y
regresaban cargados con lingotes de plata y metales preciosos.
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Las entidades financieras españolas
emprendieron hace años su particular singladura a tierras americanas. Durante
una década, los alisios a favor habían insuflado las velas del préstamo
hipotecario. Uno entraba en una sucursal bancaria y a poco que se descuidase
salía con una hipoteca inflada bajo el brazo. Hábiles comerciales bancarios,
conchabados con tasadores a sueldo, multiplicaban por tres lo que valía uno.
Los promotores inmobiliarios entraban por una puerta con pedazos de suelo y
salían por la otra cargados de millones. Aquel pelotazo era mejor que el de
Zarra en Maracaná.
Para mantener el pelotazo en movimiento solo era necesario contar con un
pelotón de incautos. Sabido es que hay dos formas de fe: la “del carbonero”,
que hace creer a los incautos en lo que piensan que existe, y la de los cautos
que, esperando obtener alguna ventaja, fingen creer en lo que saben que no
existe. Entre quienes movían la pelota los había de uno y otro credo, pero
predominaban abrumadoramente los incautos. Un buen día, los cautos, que sabían
que, de existir, el paraíso está en el cielo y no en el suelo, decidieron dejar
de empujar la pelota, recogieron ganancias y pusieron pies en polvorosa. Las
viviendas dejaron de venderse en el mismo instante en que los más avispados se
habían dado cuenta de que, nuevamente, se había confundido valor y precio.
Al caer la venta, los promotores inmobiliarios dejaron de recibir dinero
fresco y en poco tiempo fueron incapaces de devolver sus préstamos. Entraron
por la misma puerta del banco por la que habían salido cargados de crédito y
devolvieron sus avales: suelo y ladrillos. Las sentinas bancarias quedaron
lastradas con suelo improductivo que no quería nadie y con viviendas que valían
un tercio de lo que fijaba su precio. Había más de un millón de viviendas que
nadie quería o, si alguno la necesitaba, no podía pagarla porque había fallado
la principal función de los bancos: conceder créditos para mover la economía
productiva.
Por si fuera poco, la tesorería bancaria estaba exhausta porque los
bancos habían estado haciendo su particular travesía americana. Obtenían dinero
en Europa a intereses de risa. Cargaban las bodegas de euros y cruzaban el
Atlántico. Enredaban en Wall Street y regresaban cargados de un tipo especial y
posmoderno de metales preciosos. Se llamaban derivados financieros,
luego se llamaron hipotecas subprime y más tarde activos
tóxicos. Falta de capital y repleta de artificios contables que tapaban sus
vergüenzas, la otrora Armada Invencible de la banca española navegó al menos
desde el año 2000 con sus
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sentinas lastradas de tierra y
ladrillos, y con las bodegas cargadas de basura financiera.
Estando en esas, Lehman Brothers desencadenó la tormenta perfecta. El
mundo supo que la colosal carga de basura financiera tenía dimensiones
planetarias. El mal de muchos se palió a base de cañonazos de dólares y euros a
escalas mil millonarias, que disparaban los gobiernos cebándolas con la
metralla monetaria de la deuda soberana. No es un eufemismo, se llama deuda
soberana porque acaba pagándola el pueblo soberano. Olvidándose de que
el abandono que la política hace de sus deberes reguladores es lo que está
conduciendo la flota al naufragio, los condenados a pagar las consecuencias
económicas reales del desastre naval no son quienes lo han lastrado con su
codicia, sino los inocentes perdedores que, en una clamorosa injusticia que
supone socializar los costes derivados del fallo del sistema, cargan con las
consecuencias de los actos depredadores de unos pocos.
Pozos de ambición
El Brent es un tipo de petróleo que se extrae principalmente del mar del
Norte cuyo precio sirve de referencia en los mercados europeos. El día en que
escribía estos párrafos, 27 de septiembre de 2013, el precio de operaciones del
barril Brent era de 108,74 dólares USA (80,519 euros). Cada uno de los 159
litros de ese barril Brent salía a 0,506 euros. Ese mismo día, el precio del
carburante más vendido en las gasolineras españolas, la gasolina de 95 octanos,
tenía un precio de 1,387 euros. De manera que hay una diferencia entre el
precio por litro de gasolina 95 y el del petróleo Brent de 0,881 euros, un
margen que parece razonable si tenemos en cuenta que el petróleo Brent se
entrega FOB*, lo que quiere decir que el comprador debe cargar con costes tales
como el flete hasta el país consumidor, el coste de la descarga en puerto y su
posterior bombeo o traslado hasta la refinería correspondiente.
A estos costes hay que añadir la complejidad del proceso de refinación
del petróleo y la infraestructura y los aditivos necesarios para procesar un
barril de crudo en sus productos finales; finalmente, se tiene que añadir el
coste de la distribución de los combustibles refinados (gasolina y diesel)
hasta las estaciones de servicio. Obviamente, se entiende que el precio de la
gasolina que llega al surtidor lleva incluido no solo todos estos costes sino
también el margen de ganancia o comercialización de las empresas petroleras en
toda esa cadena de procesos. También hay que añadir el margen de
comercialización
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de los concesionarios de las
gasolineras y otros distribuidores. Todos esos costes deberían estar incluidos
en la diferencia de 0,881 euros por litro a la que antes aludía. Eso, claro
está, en el supuesto de que pudiera hacerse una conversión litro por litro de
crudo Brent a gasolina de 95, lo que no es así. Empezaré por esto.
El primer punto a tomar en cuenta para entender la razón del precio de
la gasolina es conocer cuánta gasolina puede ser obtenida de un barril de
petróleo. De un barril de crudo solo puede ser obtenida por destilación simple
entre un 25 % y un 30 % de gasolina virgen o primaria. Es decir, de un barril
que contiene 159 litros de petróleo se pueden obtener por destilación simple
unos 50 litros de gasolina. Quedan 109 litros de remanente. Entonces entran en
juego otros procesos (desintegración catalítica, polimerización, alquilación*,
isomerización* y reformulado*) para obtener más gasolina de un barril de
petróleo (véanse las entradas Gasolina y Naftas).
Según la API*, en el proceso de refinado petrolero la mayoría de los
compuestos obtenidos resultan ser combustibles (las cifras son de litros por
barril): gasolina (73,4); gasoil destilado, incluido el doméstico y el de
automoción (39,7); queroseno para aviación (15,51); coque (2,2); gasoil
residual destinado a uso industrial, marítimo y de generación de electricidad
(6,4); gases licuados del petróleo (5,7); gases de refinería (6,8); asfaltos* y
breas (5,3); materias primas para petroquímicas (4,21); lubricantes (4,5);
queroseno (0,8) y otros (1,5). Nótese que el total de productos obtenidos son
10,2 litros más que los 159 que entraron debido a los procesos de ganancias de
refinería. No deja de ser ilustrativo el esfuerzo para obtener carburantes si
se tiene en cuenta que el rendimiento termodinámico de un motor de combustión
interna es de solo un 23 %, en contraposición a los infinitos usos (desde
fertilizantes hasta plásticos y medicinas) que podrían ser obtenidos de un
barril de petróleo en una planta petroquímica*.
Si sumamos a los litros de gasolina (73,4) los de diesel (39,7), los de
queroseno para aviación (15,1) y hasta los combustibles residuales (6,4),
obtenemos un valor de 131,5 litros. Supongamos ahora que todos esos litros
pudieran transformarse en gasolina de 95 octanos, que ya es suponer. Puestos en
surtidor, tendrían un valor de 182,18 euros (131,5 × 1,387). En términos
comerciales, la diferencia entre lo que costó el barril Brent (80,519 euros) y
los 182,18 euros obtenidos por los litros de gasolina arroja un margen de
101,661 euros, lo que parece un negocio más que razonable.
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Ahora bien, estamos hablando de la
gasolina puesta en surtidor que lleva incluidos los impuestos. Según la
Asociación Española de Operadores de Productos Petrolíferos (AOP), el precio de
los carburantes está formado por tres factores: el precio de la materia prima,
esto es, el barril de petróleo; otros costes de producción, trasporte e
intermediación comercial; y por último, los impuestos, que suponen la mitad del
precio final de venta.
Según los datos de la AOP, el valor real de la gasolina de 95 octanos es
el 51,71 % del coste final, mientras que el 48,29 % restante se debería
íntegramente a los impuestos. En el caso del gasóleo de tipo A, el 57,31 %
sería correspondiente al precio sin impuestos y el 42,69 % a la fiscalidad. En
España, los carburantes están gravados por tres tipos de impuestos. El
principal es el Impuesto Especial de Hidrocarburos; el segundo en el cómputo
del precio total es el IVA (21 %); y el tercer gravamen es el Impuesto sobre
Ventas Minoristas de Determinados Hidrocarburos (IVMDH), que está determinado
por el Estado y las autonomías.
En resumidas cuentas, de los 182,18 euros de nuestra gasolina de marras,
el 48,29 % son impuestos, lo que sitúa el verdadero valor comercial antes de
impuestos en 87,97 euros o, lo que es lo mismo, un coste de 0,669 euros por
litro. Ergo, si el barril costaba en origen 80,519 euros, y lo que
obtengo trasformándolo al máximo de su rendimiento posible en gasolina son
87,97 euros, ¿qué valor comercial pueden tener los diferentes productos
obtenidos en la refinación de los litros restantes del barril de petróleo Brent
no convertidos en gasolina para que puedan compensar los costes de todo el
proceso de compra, traslado, refinación, trasformación y venta de ese complejo
mundo que se mueve en torno a un barril de petróleo? Si apartamos la vista de
los procesos industriales y la fijamos en los movimientos especulativos que
rodean al petróleo y tantas otras mercancías, podremos explicarnos muchas
cosas. Permítanme una digresión sobre unos conceptos importantes y
esclarecedores: mercados de futuros y derivados energéticos, para
regresar después al asunto del petróleo.
Los mercados de futuros consisten en la realización de contratos de
compra o venta de ciertas materias en una fecha futura pactando en el presente
el precio, la cantidad y la fecha de vencimiento. Nacieron originalmente en el
siglo XIX con la denominación de forwards o mercado a
futuro, con el objetivo de proteger a los productores de materias primas en
un mercado caracterizado por épocas de concentración de la oferta
(de cosecha) y por precios muy variables a lo largo del año que restaban
atractivo a la
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inversión. Las consecuencias de estos
contratos fueron evidentes. Imaginemos que pacto la compra de un barril de
petróleo a 100 dólares con fecha de vencimiento de 31 de marzo de 2014. Se
supone que al llegar a esta fecha deberé pagar lo acordado, pero pueden pasar
varias cosas.
La primera es que el precio sea muy similar al pactado, en cuyo caso no
debería haber mayores problemas. La segunda es que el precio real a esa fecha
sea inferior al pactado, momento en el que me habré comprometido a pagar el
barril a un precio mayor que el vigente. Y la tercera es que el precio sea
superior al pactado y resulte que, una vez comprado, puedo vender el barril
obteniendo un beneficio de la operación. Con el ejemplo citado se ve claramente
lo atractiva que puede ser la operación para los especuladores. Por eso, en los
mercados de futuros hay dos grupos de agentes, denominados comerciales
y no comerciales.
El primer grupo reúne a todos los agentes que están vinculados con la
producción y/o necesitan la materia prima física para su abastecimiento. En el
segundo grupo se encuentra el resto de participantes, que buscan rentabilidad
en la variación de la cotización mediante una anticipación en el movimiento
direccional, a los cuales se les denomina “no comerciales o especuladores”.
Entre estos existen tres grandes subtipos: los que buscan una cobertura para
minimizar sus riesgos; los que buscan especular con las fluctuaciones de los
precios comprando a corto y vendiendo a largo plazo para obtener rentabilidad;
y, por último, los intermediarios, que desean proveer a sus clientes soluciones
personalizadas.
La introducción de nuevos participantes, como fondos de inversión,
fondos de pensiones, hedge funds, inversores en índices,
negociadores y/o operadores especializados e inversores minoristas, ha supuesto
un dinamismo importante en el mercado. El perfil de gestión es muy variado ya
que, mientras algunos participantes tienen una gestión más pasiva con posiciones
a largo plazo, otros tienen un comportamiento muy de corto plazo buscando
rentabilidades con el movimiento de la cotización. En definitiva, el mercado de
futuros tiene una dinámica críptica y casi browniana que impide clarificar
cuánto hay de especulación en los actuales precios del petróleo.
Pasemos ahora al asunto de los derivados, que son contratos financieros
entre dos o más partes que tienen como base o soporte un producto cualquiera.
Típicamente, el negocio más común de derivados era el de compra y venta de
acciones a futuro: si un inversor consideraba que las acciones de una empresa
incrementarían su precio en un período determinado de tiempo,
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dicho inversor podía adquirir una
“opción de compra” pagando una determinada prima. La opción de compra permitía
que el inversor adquiriera el derecho (no la obligación) de poder comprar en un
momento determinado una determinada cantidad de acciones a un precio
preestablecido que era acordado de antemano.
En el momento del vencimiento de la opción existían dos posibilidades:
una de ellas era que el inversor estuviese en lo cierto y que el valor de las
acciones se hubiese incrementado y, por tanto, podía ejercer su opción pagando
la totalidad del monto de las acciones en el precio establecido y revenderlas a
su precio actual de mercado obteniendo un beneficio. Si, por el contrario, el
inversor estaba equivocado y el valor de las acciones había mermado, podía
dejar expirar la opción y perder únicamente el costo de la prima. Las “opciones
de venta”, en cambio, funcionaban de manera inversa: si esta vez el inversor
pensaba que una acción iba a bajar su precio en el futuro, podía adquirir una
opción de venta, para lo que pagaba una prima que le daba el derecho, no la
obligación, de vender una determinada cantidad de acciones en un momento
específico y a un precio estipulado de antemano. Si una vez vencido el plazo
las acciones efectivamente bajaban, el inversor podría ejercer su opción,
pudiendo adquirir dichas acciones a precio de mercado y revenderlas al precio
prefijado en la opción, obteniendo un beneficio.
El negocio de derivados del petróleo sigue un patrón similar al de las
“opciones”, solo que, en vez de tratar con inversores individuales, los
clientes son grandes industrias o compañías de trasporte y energéticas que, en
vez de comprar y vender opciones sobre acciones, lo hacen sobre productos como
el gas natural, el petróleo o la electricidad. Gracias a este negocio, una
empresa industrial o energética puede adquirir una “opción de compra” de una
enorme cantidad de petróleo o de gas, a un determinado precio y por un tiempo
prefijado, pagando únicamente una prima, lo que le permite prever de manera más
adecuada sus costes y ganancias futuras sin correr el riesgo de un aumento en
el precio del producto.
Volvamos ahora al asunto de los precios del petróleo. Empecemos por
hacer un poco de historia. Aunque el crudo de petróleo es conocido desde muy
antiguo y ha sido utilizado para diferentes labores desde hace al menos 6000
años, cuando en Asiria y Babilonia se usaba como argamasa para unir ladrillos o
para el calafateado de embarcaciones, el uso industrial del petróleo
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y su comercialización masiva no
comenzó hasta la segunda mitad del siglo XIX.
En la década de 1850, los combustibles para quinqués y para la
iluminación callejera, los lubricantes y los disolventes se obtenían a partir
de varias fuentes, como el aceite de manteca de cerdo o la grasa de ballena,
del alcohol obtenido de productos agrícolas y de la trementina de madera.
Varias empresas comerciales producían petróleo o gas mediante procesos de
tratamiento de carbón, asfalto, brea, alquitranes e incluso lutitas.
El negocio lo había comenzado alrededor de 1850 un geólogo canadiense,
Abraham Gesner, quien, a partir de materiales bituminosos, había logrado un
destilado al que llamó queroseno, que servía como combustible para
lámparas, quinqués y para el alumbrado público. Las ballenas comenzaron a
respirar con algo más de tranquilidad: las grandes urbes del mundo, que venían
iluminándose con una especie de aceite obtenido de la grasa de los cetáceos,
que cada vez resultaba más caro, pasaron a consumir queroseno. La demanda
espoleó la creatividad y pronto hubo nuevas ofertas en el mercado.
En 1851, con el mismo objetivo que perseguía Gesner, Samuel Kier comenzó
a comercializar en Estados Unidos un eficaz destilado del petróleo que se
quemaba muy bien pero tenía un grave inconveniente: era apestoso. En 1856,
Gesner y un grupo de socios fundaron en Nueva York una empresa que comercializó
un aceite mineral destilado del carbón, que al principio presentaba el mismo
inconveniente que el de Kier pero fue mejorado un año más tarde por Samuel
Downer. Por los nombres de estos primeros inventores se puede deducir que el
uso comercial del petróleo llegó a Estados Unidos de la mano de inmigrantes
judíos de origen europeo.
En 1859 operaban en Estados Unidos treinta y cuatro empresas que
fabricaban queroseno o aceites de carbón, que salían enormemente caros. Sin
embargo, el providencial descubrimiento en Pensilvania de petróleo en
cantidades inusitadas estaba a punto de comenzar a desplazar por su menor coste
a los derivados del carbón como fuente de alimentación para la iluminación y,
años más tarde, para motorizar al mundo.
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Foto 4. El primer pozo petrolífero de Estados Unidos (1859). El
"coronel" Edwin L Drake (a la derecha, con sombrero de copa) y su
amigo Peter Wilson, el droguero que financió la inversión, posan ante el primer
pozo que levantaron en
Oil Creek, cerca de Titusville, Pensilvania. Este fue el primer pozo
petrolífero
erigido en Norteamérica. Fuente:
http://geomonkey.wordpress.com/2011/12/05/paradigm-geolog-6-7
La nueva era despuntó en 1859, en Titusville, Pensilvania, cuando el
“coronel” Edwin L. Drake, a pesar de no ser geólogo ni minero, descubrió
petróleo a una profundidad de 21 metros utilizando para ello una perforadora
construida para la ocasión por el herrero William Smith y extrayéndolo mediante
un rudimentario sistema de bombeo (foto 4). La exploración había sido
financiada, entre otros, por un grupo de inversores de la compañía
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fabricante de aceites para alumbrado
Pensilvania Rock Oil Company, que eran conscientes de dos cosas: que el mercado
de la iluminación era una mina de oro y que el proceso de obtener petróleo por
los laboriosos y costosos procesos utilizados entonces, los patentados por
Gessner y Downer, era muy caro: el barril de crudo de 40 galones (unos 150
litros) salía al mercado al precio de 80 dólares, unos 1900 dólares actuales (a
13 dólares el litro), lo que lo situaba fuera del alcance de la mayor parte de
las familias.
En agosto de 1859, gracias al descubrimiento de Drake, él y sus socios
capitalistas tuvieron cumplida respuesta a su segunda preocupación: lograron
comercializar sus barriles a la cuarta parte del precio habitual: 20 dólares
por barril. Reventaron el mercado. Conforme incrementaron su producción y los
barriles comenzaron a inundar un mercado cuyos clientes no podían creer que
ahora sí podían acceder al petróleo a costes razonables, los precios fueron
cayendo. A finales de 1859, cuando apenas llevaba cuatro meses extrayendo,
Drake vendía su petróleo a 9,60 dólares el barril, unos 228 al cambio actual.
El descubrimiento trascendió rápidamente y desató en poco tiempo una
estampida de competidores, dando fama a Oil Creek Valley y origen a la
industria petrolera estadounidense. Otros hombres se pusieron a la rueda de
Drake y comenzaron a perforar pozos. La producción se multiplicó en
Pensilvania: en 1860 se producían medio millón de barriles; al año siguiente ya
se producía el cuádruple, dos millones de barriles, al tiempo que los precios
se desplomaban. A finales de 1861, el barril se vendía a 10 centavos, unos 2,4
dólares de hoy. Ese año, en vísperas de la Guerra de Secesión, en las
inmediaciones de Oil Creek, en una perforación de 300 metros de profundidad, un
tal Funk alcanzó una auténtica balsa de petróleo que, con un rendimiento de
3000 barriles diarios, superaba todo lo conocido. Pronto se desató el furor
prospectivo y otros empresarios superaron esa producción.
Nada revela mejor el frenesí de la especulación petrolera que la
fulgurante carrera de la ciudad de Pithole, surgida de la nada en Pithole
Creek, a unos 25 kilómetros de Titusville (Yergin, 1991). En enero de 1865 se
abrió allí un primer pozo en un hermoso terreno forestal. En junio ya había
cuatro pozos que producían 2000 barriles al día, una tercera parte de la
producción total de las llamadas “regiones petrolíferas”. La gente se afanaba
por llegar hasta allí atravesando los caminos saturados de pringosos carromatos
cargados de barriles: “Todo el lugar —dijo un visitante— huele como un cuerpo
de ejército cuando todos tienen diarrea”. La especulación con las tierras
parecía no tener límite. Una granja que prácticamente no tenía valor unos meses
antes
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se vendió por 1,3 millones de dólares
en julio de 1865, y se revendió por 2 millones de dólares en septiembre.
Foto 5. Holden Street, Pithole, Pensilvania, 1866. La población se desarrolló
rápidamente gracias a una "fiebre" de petróleo. Su existencia
apenas duró dos
años (1865-1867). Fuente:
http://en.wikipedia.Org/wiki/File:Pithole_Holmden_Street.jpg
En ese mismo mes, la producción de la cuenca de Pithole Creek alcanzó
los 6000 barriles diarios, dos terceras partes de la producción de las regiones
petrolíferas. Y en ese mismo mes de septiembre, lo que ocho meses antes había
sido un mísero campamento perdido en la naturaleza salvaje de Pensilvania se
convirtió en una ciudad de 15 000 habitantes (foto 5). The New York
Herald informó que el principal negocio en Pithole eran el licor y los alquileres. The
Nation añadió: “Se puede afirmar con toda seguridad que en esa ciudad
se bebe más licor de garrafón que en cualquier otra de su tamaño situada en
cualquier parte del mundo”. Aun así, Pithole ya estaba en el camino de la
respetabilidad, con dos bancos, dos oficinas de telégrafos, un periódico, una
central depuradora, un cuerpo de bomberos, montones de pensiones y oficinas,
más de cincuenta hoteles (tres de ellos, al menos, eran todo lo elegantes que
podían exigir las normas de las grandes ciudades) y una estafeta de correos que
despachaba más de 5000 cartas cada día. Los garitos y prostíbulos no se
registraban en las pudorosas estadísticas de la época.
Pero luego, un par de meses después, la producción de petróleo descendió
de golpe, tan de prisa como había comenzado. Para la gente de Pithole eso fue
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una calamidad, algo así como una
plaga bíblica que apareció como un fatídico regalo de Navidad. En enero de
1866, tan solo un año después del primer descubrimiento, miles de personas
desesperanzadas abandonaron Pithole en busca de nuevas oportunidades. La
ciudad, que había surgido de la nada, de la noche a la mañana quedó totalmente
desierta. El fuego arrasó los edificios, y los armazones de madera que quedaron
en pie se desmontaron para construir casas en otros lugares o fueron utilizados
como leña por los granjeros de los alrededores. Pithole volvió a hundirse en el
silencio y la naturaleza. Una parcela de tierra en Pithole, que en 1865 se
había vendido por dos millones de dólares, fue subastada en 1878 por 4,37
dólares. Hoy Pithole es un pueblo fantasma que visitan grupos de turistas
aburridos que no tienen nada mejor que hacer.
Pero al mismo tiempo que Pithole moría, el ímpetu especulativo estaba
explotando en otros lugares y engullendo otras zonas vecinas. Pronto los peces
grandes comenzaron a engullir a los pequeños: como había ocurrido en California
y más tarde ocurriría en Alaska con la fiebre del oro, muchos de los recién
enriquecidos productores se retiraron y dejaron la explotación en manos de un
puñado de compañías que enriquecerían a sus propietarios.
Cuento todo esto para fijar algunas ideas: primero, que la especulación
es tan vieja como la propia industria petrolífera, lo que nos servirá para
explicar qué pasa con el precio de la gasolina a pie de coche; segundo, que las
fusiones (peces grandes que se comen a los chicos) son también muy antiguas, lo
que nos servirá para entender lo que está pasando con el gas de lutitas y los
movimientos financieros que lo rodean; y tercero, que la extracción de petróleo
es muy barata.
Lo era entonces, cuando aquellos pozos pioneros de Pensilvania eran
artefactos casi artesanales que consumían mucha mano de obra y enormes
esfuerzos, y ahora lo es más aún, con procesos de perforación y extracción del
crudo convencional estandarizados, mecanizados y automatizados. Si a los
escasos costes de producción de campo le añadimos la economía de escala
(piensen en esos 32 000 Mbl que se producen cada año en el mundo), podemos
llegar a la conclusión de que poner barriles de crudo en el mercado sale muy
barato. Si el coronel Drake y sus competidores eran capaces de extraer
petróleo, envasarlo y ponerlo en el mercado a 2,4 dólares el barril, ¿por qué
ahora el mismo barril cuesta 108 dólares? La respuesta es la de siempre: la
especulación financiera.
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Hoy día, el antiguo y cerrado club de
los petroleros que se reunía en los elegantes salones de los mejores hoteles de
Texas (recuerde, por ejemplo, la película Gigante, con James Dean)
pasó a la historia. Las familias petroleras están ahora en Wall Street y en la
City londinense, donde se urden las maniobras de casino características del
desregulado mercado financiero, y donde los precios del crudo se inflan para
encarecerlo o abaratarlo a voluntad de los especuladores. En el casino de los
carburantes han jugado su papel los mismos procedimientos —la desregulación de
los mercados de futuros y derivados y la especulación financiera que
inevitablemente le sigue— que concentran el poder de decisión en unas pocas
manos, las mismas que inflaron la burbuja de las subprime y
las inmobiliarias que nos han llevado a la Gran Recesión actual. El negocio del
petróleo está al inicio de la rueda, en la especulación que sigue a la
producción del crudo: ahí está la mena. El resto, el trasporte, el refinado, la
venta mayorista y minorista, es una ganga cuyos márgenes se pueden casi
regalar.
El precio del petróleo no se fija de acuerdo a la tradicional relación
entre oferta y demanda. Está controlado por un sofisticado sistema de mercado
financiero y por las cuatro principales compañías petroleras angloamericanas,
los majors. Al menos el 60 % del precio del crudo es en la
actualidad pura especulación impulsada por los grandes bancos y los fondos de
cobertura o hedge funds. También interviene, cómo no, el cénit del
petróleo y puede estar condicionado por determinados
acontecimientos geopolíticos, como las guerras entre árabes e israelitas, el
derrocamiento del sha de Persia, la guerra de Irak e Irán o las primaveras
árabes, pero tiene que ver sobre todo con el control del petróleo y de su
precio. ¿Cómo? Esta es, en resumen, la historia.
La fijación de precio del crudo ha evolucionado con el tiempo. Entre la
Segunda Guerra Mundial y la denominada “era OPEP” de la década de 1970, los
precios eran fijados por las compañías productoras dominantes, bautizadas por
Enrico Mattei como las “siete hermanas”. Los vendedores notificaban a los
compradores su disposición a vender cierta cantidad de petróleo a un precio
determinado o “precio publicado”, por lo que eran conocidos como posted
prices. Las “siete hermanas”, que controlaban en torno al 85 % del mercado
mundial de reservas de petróleo, eran las siete compañías que dominaron la
industria petrolífera desde mediados de la década de 1940 hasta la década de
1970: Anglo-Persian Oil Company (ahora BP), Gulf Oil, Standard Oil de
California (Socal), Texaco (ahora Chevron), Shell, Esso y Exxon Mobil.
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A mediados de la década de 1970
ocurrieron dos cosas: por una parte, Estados Unidos dejó de ser el primer
productor de petróleo del mundo y asistió al comienzo del declive de su
producción petrolífera, tal y como había pronosticado Hubbert; por otra, hubo
un cambio en la estructura del mercado internacional del petróleo, que pasó a
estar en manos de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP).
En el siglo XIX, el valor del petróleo derivaba principalmente de su
utilidad para la fabricación de productos para el alumbrado. Según corrieron
los años, la iluminación eléctrica sustituyó progresivamente a los alumbrados a
base de carburantes, al tiempo que el petróleo adquiría una importancia
creciente para suministrar calor y energía comercial e industrial así como para
el trasporte, primero para los ferrocarriles y más tarde para los automóviles.
En Estados Unidos las matriculaciones de vehículos de motor aumentaron desde
0,1 vehículos por cada 1000 habitantes en 1900 a 87 en 1920 y 816 en 2008
(figura 32).
El peso del petróleo en el PIB creció en consecuencia: en 1900, los
Estados Unidos produjeron 63,6 millones de barriles de petróleo. A un precio
promedio de 1,19 dólares por barril, son 75,7 millones de dólares, que
representaban solo el 0,4 % del PIB de ese año, estimado en 18 700 millones. En
comparación, en 2008 los Estados Unidos consumen 7100 Mbl a un precio promedio
de 97,26 dólares por barril, que tienen un valor económico de 692 000 millones,
el 4,8 % del PIB (Hamilton, 2011).
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Figura 32. Matriculaciones de vehículos en Estados Unidos por cada mil habitantes
entre 1900 y 2008.
Además de la importancia cada vez mayor en términos de valor económico
directo, el petróleo llegó a convertirse en una parte integral de muchos otros
sectores económicos claves, como la fabricación y venta de automóviles, que
llegaría a ser un factor importante en los ciclos económicos después de la
Segunda Guerra Mundial. Estados Unidos siempre ha sido el mayor consumidor
mundial de petróleo y se mantuvo como el mayor productor mundial de petróleo
hasta 1974, cuando fue superado por la Unión Soviética. Desde entonces, la
producción de petróleo de Estados Unidos en su conjunto, a pesar de los
incentivos a la producción que proporcionaron más tarde los enormes aumentos de
precios a partir de 1973 y la explotación de los gigantescos yacimientos
petrolíferos de Alaska en la década de 1980, nunca ha recuperado aquellos
niveles productivos.
Cuando la producción estadounidense entró en declive, el petróleo de
Oriente Medio se encargó de llenar el vacío. Se produjo entonces la transición
desde un mercado petrolero mundial centrado en el golfo de México, cuyos
precios marcaban las empresas, a uno centrado en el golfo Pérsico con la OPEP
como protagonista. En esos años, algunos gobiernos comenzaron a
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reclamar participación accionaria! en
las compañías concesionarias o estas fueron completamente nacionalizadas. Así
nació el Oficial Selling Price (OSP) o Government
Selling Price (GSP), un sistema de precios que estuvo vigente hasta
1985 y que implicaba el establecimiento de un precio de referencia por parte de
la Conferencia de Ministros de la OPEP, que se organizó con el fin de negociar
con las empresas petroleras en materia de producción de petróleo, negociación
de precios y derechos futuros. A partir del precio fijado para el petróleo de
tipo Árabe Ligero, el resto de los miembros ajustaban el precio de su crudo
dependiendo de su calidad y situación geográfica. Esto es, el OSP de un crudo
de la OPEP era el precio de referencia (Árabe Ligero), al que se sumaba o
restaba un diferencial. La elección del Árabe Ligero como petróleo de
referencia era obligada, habida cuenta de que los países que constituyeron la
OPEP eran en su mayoría árabes.
Durante la era OPEP los precios del petróleo reflejaron determinados
acontecimientos geopolíticos que tuvieron incidencia bélica u obedecieron a las
presiones ejercidas por Occidente para que algunos países (como hizo Arabia
Saudí entre 1984 y 1986) se saltaran las limitaciones de la OPEP para
incrementar su producción y hacer bajar los precios del crudo, que amenazaban
con dar al traste con las economías occidentales (figura 33).
Figura 33. Evolución de los precios del petróleo entre 1970 y 2003.
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La producción fuera de la OPEP creció
considerablemente de mediados de la década de 1970 a mediados de la de 1980. La
nueva producción de Rusia, Canadá, mar del Norte y México necesitaba a su vez
de un sistema de precios para poder exportar su creciente producción. La nueva
oferta de petróleo encontró en el mercado internacional la manera de tasar sus
exportaciones de manera distinta a la OPEP bajo la forma de precios al contado
o spot, forward o a plazo, y hasta por medio de fórmulas de
precios establecidas de mutuo acuerdo de manera contractual. La fragmentación
del sistema de precios dio lugar al intento de la OPEP de proteger su cada vez
menor participación en el mercado frente a la entrada de competidores no-OPEP.
El fallido intento de la OPEP se llamó netback pricing. El
resultado fue la caída de los precios internacionales del petróleo a partir de
la década de 1980 (figura 33), y con ella también el final del sistema netback.
El netback era, en esencia, un sistema de valoración de
crudos acordado entre el productor y refinador mediante el cual el primero
garantizaba un margen de ganancia al segundo. El valor del crudo era asignado
solo después de que los productos derivados se hubiesen vendido en el mercado,
de manera que el sistema garantizaba un margen de ganancia al refinador.
Con el abandono del sistema netback nació el actual
sistema de “precios de mercado”. El mecanismo de descubrimiento del nivel de
precios de mercado se basó principalmente en las fuerzas de la oferta y la
demanda de petróleo. En 1986, como rechazo a los precios netback,
Pemex, la compañía estatal de México, país que no pertenece a la OPEP,
estableció un sistema de fórmulas de exportación para sus crudos basado en
precios internacionales de crudos indicadores, como WTI, WTS, LLS, ANS y Brent,
así como de algunos otros productos de referencia. Como evolución de ese
sistema se ha llegado al final a que los precios del petróleo al contado se
fijen mediante la valoración de un indicador de referencia, generalmente el WTI
(mercado americano) o el Brent (mercado europeo).
Veamos cómo es el proceso de determinación de los precios marcadores de
referencia. En el caso del mercado de petróleo, los precios son determinados
directamente en el mercado físico, y las cotizaciones son recogidas, valoradas,
clasificadas y difundidas por agencias como Platts y Argus Media. La
utilización de estas valoraciones es imprescindible en mercados donde las
transacciones no son fácilmente observables.
Teóricamente, estas agencias fijan los precios basándose en información
de oferta y demanda que concluyen en transacciones, así como en la recogida
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por su red de informadores,
distribuidos de tal manera que buscan cubrir las transacciones más relevantes.
Pero en realidad estos precios se basan sobre todo en los precios fijados para
los mercados de futuros, con correcciones menores basadas en cuestiones muy
particulares ligadas a la entrega física del crudo y a los plazos de entrega de
los mismos. Pero asumamos el trágala de la teoría de la oferta y la demanda que
regula los precios, o mejor dicho, que debería regularlos, y pasemos ahora a
analizar los hechos.
Antes de hacerlo, para los que no estén familiarizados con los mercados
financieros y con las trampas con los combustibles resultaría muy ilustrativo
repasar la historia del auge, ascensión y desplome del gran gigante energético
Enron, responsable de la más grande estafa energético-financiera jamás
conocida. El resumen de Wikipedia, muy bien documentado, resultará más que
suficiente. Conviene también tener muy presente un hecho crucial: aunque el
petróleo se valore en dólares estadounidenses, el gran centro comercializador
internacional del petróleo estaba originalmente en la International Petroleum
Exchange de Londres (ICE), una especie de Bolsa energética regulada, pero desde
2005 se comenzó a comercializar, fuera de toda regulación y por vía electrónica,
en el Intercontinental Exchange londinense, conocido como ICE Futures.
Consideremos en primer lugar el papel crucial de los intercambios
internacionales del petróleo en Londres y Nueva York, el cual es fundamental.
El New York Mercantile Exchange (NYMEX), la bolsa neoyorquina de transacción de
futuros operada desde Manhattan, y el mercado ICE Futures de Londres controlan
actualmente los precios mundiales del petróleo y la mayor parte del negocio del
tráfico del petróleo de libre comercio. Ambas ejercen su control mediante los
contratos de futuros de los petróleos de referencia Brent y WTI.
El Brent se utiliza en contratos al contado (spots) y a plazo (forwards)
para valorar la mayor parte del crudo producido en los mercados mundiales de
petróleo cada día. El precio del Brent es publicado por una agencia de la
industria petrolera privada, Platt. Los principales productores de petróleo,
como Rusia y Nigeria, usan también el Brent como referencia para fijar el
precio del crudo que producen. Por tanto, el Brent es clave para el mercado
europeo y, en cierta medida, para Asia. Históricamente, el WTI es la referencia
para el crudo doméstico de Estados Unidos, y se utiliza como base en el mercado
de futuros del petróleo estadounidense y como punto de referencia clave para la
producción norteamericana.
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Todo esto es de dominio público,
oficial y hasta parece claro. Pero la realidad es bien distinta porque los
precios reales del petróleo se establecen a través de un proceso tan opaco que
solo un puñado de los principales bancos comerciales de petróleo, como Goldman
Sachs o Morgan Stanley, conocen lo que se compra y se vende en los mercados de
los futuros de derivados del petróleo, que son quienes en realidad fijan los
precios del petróleo físico en este extraño nuevo mundo de “barriles de papel”,
una pieza fundamental en la globalización de los mercados.
Con la desregulación del comercio internacional de futuros de derivados
del petróleo en la pasada década se abrió de par en par la puerta para la
actual burbuja especulativa de los precios, un guiñol cuyos hilos se escaparon
de la OPEP y hoy se controlan desde los mercados desregulados de Wall Street y
la City londinense, como destacó en junio de 2006 el informe El papel
de la especulación del mercado en el aumento de los precios de petróleo y gas, elaborado
por el Subcomité Permanente del Senado de Estados Unidos (SPSE, 2006), que
comenzaba diciendo que
hay pruebas que apoyan la conclusión de que la gran especulación
desatada en el mercado [energético] actual ha incrementado significativamente
los precios.
Como intentaré resumir en los próximos párrafos, lo que documentaban los
senadores en ese informe era un enorme vacío jurídico en la regulación del
comercio de derivados del petróleo, tan grande que escapaba del control
gubernamental. Ese vacío era el que había provocado el aumento gradual de los
precios del petróleo hasta ponerlo por las nubes en los últimos meses de aquel
año, y que lo elevaría por encima de los 140 dólares por barril dos años
después de la redacción del informe. Siglo y medio después de las primeras
producciones industriales de petróleo, el barril estadounidense había
multiplicado su precio 70 veces. El informe del Senado fue ignorado en los
medios de comunicación y en el Congreso. Los lobbies se
encargaron de silenciarlo.
El informe señalaba que la Commodity Futures Trading Commission (CFTC),
una agencia federal independiente que se encarga de la regulación de las bolsas
de comercio y del mercado de futuros de bienes básicos, había sido creada en
1975 por el Congreso para garantizar que los precios en el mercado de futuros
reflejaran las leyes de la oferta y la demanda y se evitaran las
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prácticas manipuladoras y las
maniobras especulativas excesivas. La Ley de Mercado de Materias Primas de
Estados Unidos (CEA: US Commodity Exchange Act) establece que:
la especulación excesiva en cualquier producto dentro del mercado de
futuros […] provoca fluctuaciones repentinas irracionales y cambios
injustificados en el precio de dicho producto, que representan una carga
excesiva e innecesaria para el comercio interestatal de mercancías.
Además, la CEA ordenaba a la CFTC que estableciera los límites de
negociación
que la Comisión considere necesarios para reducir, eliminar o prevenir
esa carga [especulativa].
El asunto estaba en saber dónde se hallaba la CFTC cuando los precios
empezaron dispararse en 2006. Todo parecía indicar que había estado
deliberadamente alejada de sus responsabilidades de supervisión en el más
importante producto comercializado del mundo: el petróleo. El informe del
Senado continuaba esclareciendo el asunto (las cursivas son mías):
Hasta hace poco, los futuros energéticos estadounidenses se negociaban
exclusivamente en intercambios regulados dentro de Estados
Unidos, como el NYMEX, que estaban sujetos a una amplia supervisión de la CFTC,
incluido el seguimiento continuo para detectar e impedir la manipulación de
precios o el fraude. En los últimos años, sin embargo, ha habido un enorme
crecimiento en la negociación de los contratos estructurados como contratos de
futuros, que se negocian en mercados electrónicos OTC no regulados.
Debido a su similitud con los contratos de futuros regulados, a
menudo se llaman “pseudofuturos”.
La única diferencia práctica entre los pseudofuturos y los verdaderos
contratos de futuros es que los primeros se negocian en mercados no
regulados, mientras que los segundos se negocian en mercados
regulados. El comercio de productos energéticos de las grandes
empresas en los intercambios
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electrónicos OTC quedó exento de la
supervisión de la CFTC por una disposición introducida a instancias de Enron y
otros grandes operadores energéticos en la Ley de Modernización de Futuros de
Materias Primas de 2000 en las últimas horas del 106° Congreso. [Los
republicanos tenían la mayoría de la Cámara y preparaban la llegada a su
primera presidencia de George W Bush, vástago de una familia petrolera texana].
El impacto de la falta de supervisión del mercado fue sustancial. Los
operadores tradicionales del NYMEX, por ejemplo, están obligados a llevar un
registro de todas las operaciones e informar de sus grandes operaciones a la
CFTC. Estos informes sobre grandes operaciones, los llamados Large
Trade Reports, junto con los datos de las operaciones comerciales
diarias, proporcionaban a la CFTC la información sobre los precios y el volumen
de las transacciones, lo que los convertía en esenciales para que el organismo
regulador gubernamental pudiese calibrar el alcance de la especulación en los
mercados y para detectar, prevenir y perseguir la manipulación de precios. El
presidente de la CFTC, Reuben Jeffrey, decía en 2008 que “el sistema de
información Large Trader de la Comisión es uno de los pilares
de nuestro programa de vigilancia, y permite la detección de
posiciones concentradas y coordinadas que podrían ser utilizadas por uno o más
operadores para intentar su manipulación”.
A diferencia de las operaciones llevadas a cabo en el NYMEX, los
operadores electrónicos no regulados de tipo OTC no están obligados a llevar un
registro o archivo de informes Large Trader, por lo que sus
operaciones están exentas de la rutina de supervisión de la CFTC. A
diferencia de las operaciones realizadas en las bolsas de futuros regulados, no
hay límite en el número de contratos que un especulador consiga vía electrónica
en un OTC, ningún seguimiento de las negociaciones de intercambio y ninguna noticia
de la cantidad de contratos vigentes al final de cada día.
Después, para asegurarse que el camino de la desregulación y la
consiguiente manipulación especulativa quedase más expedito, en enero de
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2006 la CFTC de la Administración de
George W. Bush permitió que la Intercontinental Exchange (ICE), el operador
líder de los intercambios electrónicos de energía, utilizara sus terminales
comerciales en Estados Unidos para que el comercio de futuros de crudo
estadounidense entrase en el mercado ICE Futures de Londres.
Hasta ese momento, el mercado ICE de Londres había negociado únicamente
en materias primas energéticas europeas, el crudo Brent y el mercado de gas
natural británico. En 1999, la Bolsa de Londres había obtenido el permiso de la
CFTC para instalar terminales de ordenador en Estados Unidos con objeto de que
los agentes bursátiles de Nueva York y otras ciudades de ese país tuvieran
acceso a los productos energéticos europeos negociados a través del ICE.
Con Bush en la Presidencia y otro petrolero, Dick Cheney, como
vicepresidente y responsable energético del Gobierno, la CFTC abrió las puertas
de par en par a los especuladores. En enero de 2006, el ICE Futures londinense
comenzó a negociar contratos de futuros para el crudo WTI, que hasta entonces
se producía y comercializaba solo en Estados Unidos. ICE Futures pidió también
a la CFTC que se permitiera a los operadores energéticos de Estados Unidos
utilizar sus terminales en ese país para comerciar con su nuevo acuerdo sobre
WTI directamente en el ICE Futures de Londres. ICE Futures permitió que los
operadores autorizados en Estados Unidos para el comercio de futuros de la
gasolina y la calefacción entraran con plenos derechos en el mercado ICE de
Londres. A pesar de que los operadores estadounidenses utilizan terminales
dentro de Estados Unidos para comerciar con carburantes producidos en ese país,
la CFTC renunció a hacer valer cualquier tipo de jurisdicción controladora en
la negociación de esos contratos por considerarlos británicos.
Así las cosas, los operadores que desean negociar dentro de Estados
Unidos los productos energéticos estadounidenses —crudo, gasolina y gasóleos—
pueden eludir todos los requisitos de supervisión y presentación de informes a
la CFTC de Estados Unidos haciendo sus operaciones a través de la Bolsa de
Futuros ICE de Londres, en vez de hacerlo a través del NYMEX de Nueva York,
eludiendo los controles públicos que obligan a los participantes en el parqué
neoyorquino.
Una elegante maniobra política. El regulador gubernamental del mercado
de futuros energéticos estadounidense, la CFTC, abrió el camino al actual,
desregulado y opaco mercado de la especulación de futuros. Como el que no
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quiere la cosa y para allanar el
camino, se daba la casualidad de que el presidente del NYMEX, James E. Newsome,
fuera el presidente de la CFTC nombrado por George W. Bush. En Washington las
puertas giratorias entre intereses públicos y privados están tan bien
engrasadas como en todas partes. Téngase en cuenta, además, que ICE Futures, a
pesar de estar en Londres, es propiedad y está controlada por una empresa de
Estados Unidos con sede en Atlanta, Georgia.
Figura 34. Evolución de los precios reales del petróleo WTI (1972-2009). Los
precios están calculados ajustando con el IPC de 2009 (= 100).
Un vistazo al precio del Brent y el precio de los futuros del WTI desde
enero de 2006 (figura 34) muestra la notable correlación existente entre la
subida de los precios del petróleo y el comercio no regulado de futuros del ICE
en los mercados estadounidenses. En enero de 2006, cuando la CFTC permitió que
el mercado ICE se abriera, los precios del petróleo se negociaban en el rango
de 59-60 dólares por barril. Luego crecieron como la espuma. En 2008 a los
especuladores se les fue la mano y el barril superó los 140 dólares. Hoy, años
después, los precios rondan los 110 dólares y la tendencia es al alza. No es
una cuestión provocada por la OPEP: es un problema de negligencia culpable del
regulador gubernamental norteamericano. De libro: es exactamente el mismo fallo
en la regulación o el abandono de responsabilidades in vigilando de
los reguladores que provocaron la caída de Lehman Brothers y el desastre
económico que vino después.
Página 244
Como la CFTC no exige al ICE que
presente informes diarios de las grandes operaciones de los productos
energéticos, no es capaz de detectar e impedir la manipulación de precios. Como
señaló el informe del Senado:
La capacidad de la CFTC para detectar e impedir la manipulación de los
precios de la energía tiene graves vacíos de información, porque los operadores
en los intercambios electrónicos OTC y el mercado ICE de Londres están
actualmente exentos de los requisitos de presentación de informes al CFTC.
Los Large Traders son también esenciales para analizar el
efecto de la especulación en los precios energéticos.
Las grandes instituciones financieras, los fondos de inversión, los
fondos de pensiones y otros grandes inversores manejan miles de millones de
dólares en los mercados de materias primas energéticas para intentar
aprovecharse de los cambios de precios o para protegerse contra ellos. La mayor
parte de la inversión en el mercado energético no proviene de los productores o
consumidores de los productos sino de especuladores que tratan de tomar ventaja
de los cambios en los precios.
De hecho, las grandes compras de contratos de futuros del petróleo crudo
de los especuladores han creado una demanda adicional ficticia de petróleo que
ha elevado su precio para entregas futuras de la misma manera que el aumento en
la demanda de los contratos para la entrega de un barril físico hoy hace subir
el precio del petróleo en el mercado. En lo que a este se refiere, la demanda
de un barril de petróleo que resulta de la compra de un contrato de futuros por
un especulador es tan real como la demanda resultante del mismo barril cuando
la compra de un contrato de futuros lo hace una refinería, una compañía aérea u
otro usuario real del petróleo.
Goldman Sachs y Morgan Stanley, dos gigantes financieros, son
actualmente las dos principales empresas de comercialización de energía en
Estados Unidos. Citigroup y JP Morgan Chase, además de muchos otros fondos de
cobertura, son también grandes jugadores en el tapete verde del mercado
energético convertido en un casino financiero.
En junio de 2006, el petróleo cotizaba en los mercados de futuros a 60
dólares el barril: la investigación del Senado estimaba que unos 25 dólares se
debían a pura especulación financiera. Un analista estimó en agosto de 2005
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que, teniendo en cuenta los niveles
de producción de petróleo de Estados Unidos, los precios del crudo WTI deberían
estar alrededor de los 25 dólares el barril y no a 60. A los precios de hoy,
eso significa que, en las actuales condiciones de equilibrio entre la oferta y
la demanda de crudo, al menos 60 o 70 dólares de los más de 105 dólares por
barril se deben a los fondos de cobertura y a la especulación de las
instituciones financieras. Nadie lo sabe oficialmente salvo el puñado de bancos
que comercian con la energía en Nueva York y Londres, y desde luego ellos no
van a decir nada al respecto.
Al comprar un gran número de contratos de futuros y, por tanto, alzando
los precios futuros a niveles más altos que los precios actuales, los
especuladores han proporcionado un incentivo financiero para que las compañías
refineras, los mayoristas intermediarios o las empresas aeronáuticas llenen sus
almacenes. Una refinería comprará petróleo extra hoy, incluso si cuesta 110
dólares por barril, si piensa que su precio futuro será aún mayor. Como
consecuencia de la demanda especulativa ficticia creada durante los últimos
años, los inventarios del crudo almacenado en todo el mundo son más altos que
en cualquier otro momento de la última década. Resultado final: nos encontramos
en una extraña situación en la que hay grandes reservas de crudo y altos
precios del mismo.
Los especuladores y los grandes fondos de inversión, sumidos en medio de
una economía estadounidense en declive con descenso del valor del dólar y
desesperados por el desplome del mercado de las titulizaciones hipotecarias,
encontraron en la segunda mitad de la década pasada una estrategia especulativa
de primer orden vendiendo el dólar “a corto” y el petróleo “a largo”. Para los
grandes fondos de pensiones y los bancos europeos y estadounidenses, ansiosos
de conseguir beneficios tras el desplome iniciado en 2007 por la caída de
Lehman Brothers y las crisis inmobiliarias que le han seguido, el petróleo se
ha convertido en una de las mejores vías para conseguir grandes ganancias
especulativas. El telón de fondo que sustenta la actual burbuja de los precios del
petróleo continúa siendo la agitación en Oriente Medio, en Sudán, en Venezuela,
en Pakistán, en la demanda petrolera de China o India y en la mayor parte del
mundo en desarrollo. Los especuladores comercian con rumores, no con hechos.
Debido a que los OTC son mercados energéticos no regulados, no hay
cifras exactas o fiables sobre el valor total en dólares de los gastos
recientes en inversiones en materias primas energéticas, pero las estimaciones
están siempre en el rango de decenas de miles de millones de dólares. El
aumento
Página 246
del interés especulativo en los
productos básicos también se observa en la creciente popularidad de los “fondos
de índices de materias primas”, que son fondos cuyo precio está ligado al
precio de una cesta de varios futuros de materias primas. Goldman Sachs estima
que los fondos de pensiones y los fondos de inversión han invertido un total de
aproximadamente 85 000 millones de dólares en fondos de índices de materias
primas, y que las inversiones en su propio índice, el Goldman Sachs Commodity
Index (GSCI), se han triplicado en los últimos años.
Gasland
Como se deduce de lo expuesto en el capítulo 5, las reservas de gas de
lutitas en Estados Unidos se han exagerado hiperbólicamente y el precio actual
del gas natural es insosteniblemente bajo, muy por debajo del coste de
producción. Los pronósticos oficiales sobre la producción de petróleo y gas
comunicados por el gobierno federal estadounidense proceden de la US EIA,
institución gubernamental cuyas previsiones contienen cálculos siempre
optimistas y de persistente sobrestimación de la capacidad de producción de
petróleo y gas: desde el año 2000, todas las predicciones de producción de
petróleo de la US EIA han sobrestimado la producción real (Hughes, 2013a).
Pero, aunque las creamos a pies juntillas, que es como creer que los
niños vienen de París, las reservas estimadas por esa agencia serían
suficientes para suministrar gas a Estados Unidos solo durante 24 años, en el
supuesto de que se mantuviesen estables los índices de consumo actual. Los 100
años de gas proclamados por Obama no se sostienen ni con los datos de su propio
Gobierno.
Las investigaciones de la analista financiera Deborah Rogers demuestran
que la industria sobrestimó sus reservas “en un mínimo de un 100 % y hasta un
400-500 %” (Rogers, 2013a). Para hacerlo, aprovechándose de los reglamentos
más laxos para la contabilidad de reservas que adoptó el organismo regulador
del mercado de valores estadounidense (SEC) tras una fuerte presión ejercida
por la industria (véase la entrada Recursos y reservas en las
“Notas finales”), los operadores han exagerado significativamente las reservas
al sobrestimar enormemente la producción total, proyectando la gran
productividad inicial de los pozos (las manchas dulces) al conjunto de sus
yacimientos, estén o no estén técnicamente probados.
Página 247
Con el tiempo, pero con el negocio
financiero ya hecho a base de vender lo que podemos llamar
“arrendamientos subprime”, los datos reales mostraban resultados
muy decepcionantes para la industria: en los cinco campos de gas de lutitas más
grandes de Estados Unidos la productividad de los pozos cayó entre un 63 % y un
80 % en el primer año. En otras palabras: después de un año, los pozos
producían solamente de un 20 % a un 37 % de su estimación inicial. El hecho es
que la producción merma a toda velocidad a lo largo de la vida útil de un pozo
de gas.
La eficiencia de recuperación de los campos de gas de lutitas es también
mucho más baja que la presentada por las industrias y la US EIA. Los datos
demuestran que, en realidad, solo un 6,5 % de los recursos se pueden
recuperar. Esto es justamente la mitad del 13 %, cifra utilizada a menudo por
las compañías de petróleo y gas así como por la AIE en sus estimaciones de
reservas de gas de lutitas, un porcentaje ridículo cuando se compara con la
eficiencia de recuperación de los yacimientos de gas natural convencional
(75-80 %).
Debido a la gran discrepancia entre los datos reales y las estimaciones
de los operadores gasísticos, la SEC inició una investigación para averiguar si
las empresas de gas de lutitas habían informado malintencionadamente a sus
inversores acerca de sus reservas. En 2012 varias compañías, entre ellas BP,
BHP Billiton y Chesapeake tuvieron que reducir en varios miles de millones de
dólares el valor contable de sus acciones de gas de lutitas. Pero el negocio
financiero estaba ya hecho.
Página 248
Figura 35. Evolución de la
producción y el precio de gas de lutitas en Estados Unidos, 2000-2012.
Al poner en el mercado una enorme cantidad de gas natural, los precios
domésticos se desplomaron, a pesar de que Estados Unidos sigue importando gas.
El precio del gas natural en Estados Unidos disminuyó abruptamente desde los
10,4 dólares por Mpc en 2008 hasta un mínimo de 1,89 dólares por Mpc en abril
de 2012, a causa de una saturación del suministro procedente de las operaciones
con gas de lutitas (figura 35).
Como el umbral de rentabilidad estimado es de 8-9 dólares por Mpc, los
precios anormalmente bajos hacen que el negocio del gas de lutitas basado
exclusivamente en el consumo doméstico sea una ruina, y la industria lo sabe.
Así hablaba Rex W. Tillerson, presidente de Exxon Mobil Corporation en una
conferencia que pronunció el 27 de junio de 2012 en el Council on Foreign
Relations (Rogers, 2013a):
Lo que puedo decirles es que el coste del suministro no es de 2,5
dólares. Estamos perdiendo hasta la botas, no ganamos dinero. Está todo en
números rojos.
Su colega Aubrey McClendon, de Chesapeake Energy, tampoco era muy
optimista (Flues et al., 2013a): “El sector entero no es rentable
hoy en día”.
Aunque, de creer a sus exégetas, la industria del gas de lutitas ha
bajado voluntariamente los precios y está promocionando las exportaciones de
gas natural como una manera altruista de mejorar la balanza comercial de
Estados Unidos, la realidad es otra: las compañías, que están para hacer
negocio, además de hacer jugosos cambalaches financieros en Wall Street, se
esfuerzan en abrir los mercados y ejercen una fuerte presión para que se les
apruebe (y subvencione) la construcción de terminales marítimas para exportar
el exceso de gas a los mercados de Europa y Asia Oriental, donde se pagan
precios mucho más altos.
Así que los motivos reales de la industria no tienen nada que ver con la
mejora de la balanza comercial de Estados Unidos. Los importadores potenciales
de GNL en Japón, India y China tendrán que pagar más de 15 dólares por Mbtu de
gas natural, mientras que los estadounidenses pagan unos 4 dólares. Con ese
diferencial tan amplio, la industria del gas natural lo que
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quiere es exportar su producto por
una exclusiva razón: obtener un mejor precio y un mayor beneficio.
Si los usuarios estadounidenses quieren el mismo gas, tendrán que pagar
más. No hay otra. Las exportaciones de GNL harán subir el precio del gas
natural en Estados Unidos: por poco que se sepa de economía, cuando el mercado
doméstico deje de estar saturado, los precios subirán. En una política
“tartufiana”, la industria del gas natural está haciendo todo lo posible para
aumentar sustancialmente los precios de gas natural de Estados Unidos, aunque
al mismo tiempo afirma que los bajos precios del gas son el mirífico resultado
de sus prácticas.
Como consecuencia, los costes del gas inevitablemente aumentarán en el
futuro próximo. El modelo norteamericano está apoyado en los precios
artificialmente bajos provocados por la especulación y las sobrestimaciones de
la industria; si ese modelo se quiere repetir en Europa, se verá impedido por
unos costes mucho más altos y por un ritmo de desarrollo que difícilmente
tendrá impacto real en los precios del gas. Existen pruebas fidedignas de que
el gas de lutitas tiene un papel insignificante en la competitividad de las
economías nacionales, y que solo podría prosperar en Europa mediante grandes
subvenciones públicas, que lo pondrían en competición directa con los recursos
de las energías renovables (Flues et al., 2013a).
El mito del gas de lutitas como fuente de energía abundante y barata ha
sido perpetuado por los intereses particulares de la industria, deseosa de
abrir así un mercado europeo, y la ignorancia de los políticos. El caso de
Estados Unidos, ahora en un auge ficticio del gas de lutitas que no tardará en
desplomarse, debería servir de advertencia y no de ejemplo para algunos
papanatas gobiernos europeos, como el español o el británico. Los expertos han
indicado repetidamente que la situación en Europa es completamente diferente
desde un punto de vista geológico, geográfico, económico y político, y tiene un
punto de partida mucho menos favorable que en Estados Unidos.
Capitalismo, una historia de amor
El fracking es una burbuja como la inmobiliaria, solo
que dura menos tiempo.
Quien pronunció rotundamente esa frase en una entrevista fue el doctor
en Ciencias Físicas Antonio Turiel, científico del CSIC. Como trataré de
exponer
Página 250
en este apartado, estoy de acuerdo
con ella, y no soy el único.
Como a toda burbuja económica, a la extracción de combustibles fósiles
no convencionales, en particular del gas de lutitas por fractura hidráulica (fracking),
no le ha faltado el habitual coro de quienes proclaman unos colosales
beneficios económicos, que seducen al gran público y subyugan a los inversores.
Parafraseando a Keynes, en toda burbuja económica predomina más el optimismo
espontáneo que la expectativa matemática, es decir, la emoción se impone a la
razón, los animal spirits sobre las decisiones racionales.
El fracking en Estados Unidos tiene todas las
características de la burbuja financiera creada por las hipotecas subprime y
de su derivada hispana del ladrillo. En la burbuja que provocó la caída de
Lehman Brothers, origen de la crisis que nos azota, se elaboraron complicados
artefactos financieros en cuyo fondo subyacía la idea básica e imposible de
toda burbuja: había un recurso infinito cuyo valor no cesaba de crecer. El
recurso, llámese suelo o combustible, crea a su alrededor todo un universo de
activos financieros que pasan de mano en mano generando beneficios hasta que
alguien hace explotar la burbuja. Cuando alguien grita “el rey camina desnudo”,
la pirámide financiera se viene abajo y se comprueba, una y otra vez, que unos
pocos se han beneficiado de la mena y dejan la ganga de las pérdidas para
todos. Hoy el suelo no vale nada, como tampoco valdrá el fracking apenas
se desinfle la burbuja financiera que lo alimenta desde Wall Street.
A comienzos del siglo XXI, el National Petroleum Council (NPC) había
anunciado que la extracción de petróleo a partir de fuentes convencionales caía
en picado y que la demanda a medio plazo no estaba asegurada. En esas estábamos
a finales de la década pasada, cuando las compañías petroleras echaron las
campanas al vuelo y alimentaron la nueva burbuja. Puede que el NPC se refiriera
a las “fuentes convencionales”, pero la cuestión era qué pasaría si se lograba
extraer combustibles fósiles no convencionales, es decir, explotar
hidrocarburos hasta entonces técnicamente inaccesibles.
En 2009 sonó el disparo de salida cuando la US EIA, que el año anterior
había pronosticado que el país continuaría en su imparable tendencia al aumento
de las importaciones de crudo y gas, anunció que las reservas estadounidenses
de combustibles fósiles no convencionales (CFN) eran de tal magnitud que la
nueva técnica del fracking horizontal iba a garantizar la
independencia energética del mayor consumidor de combustible del mundo. La
aparición de la nueva piedra filosofal fue saludada entre otros ditirambos
Página 251
como “un recurso inagotable”, “el
nuevo maná” o “una revolución a todo gas”.
Figura 36. Relaciones entre la transacciones financieras y los precios del gas en
Estados Unidos. Valor en miles de millones de dólares (barras) de las
transacciones generadas por el negocio financiero y bursátil de las
empresas de gas no convencional. La línea indica la evolución de los precios
del gas natural (convencional y no convencional), que se desploman a partir de
2008 debido al exceso de oferta que provocaron las expectativas desatadas por
los operadores de gas no convencional. Los precios del gas están en dólares por
miles de pies cúbicos. Fuente: Rogers (2013a).
La industria se lanzó a la piscina del gas de lutitas en la creencia de
que los precios altos de 2008 iban a durar toda la vida. Con la desmesurada
oferta de gas natural que siguió a los primeros descubrimientos, vino la caída
de los precios comerciales y con ella el desequilibrio entre lo que la
industria invertía para producir y lo que obtenía de la producción. Operadores
como Total, Statoil y Chesapeake se enfrentan ahora a enormes pérdidas: los
bajos precios acarrearon una pérdida neta total en 2012 de, al menos, 9000
millones de dólares (Lefebvre, 2012).
En 2011, las fusiones y adquisiciones ligadas a las lutitas
representaron un volumen de negocio de 46 500 millones de dólares, lo que
significó que las acciones de dichas compañías fueron una de las mayores
fuentes de beneficios para algunos bancos de inversión de Wall Street (figura
36). La
Página 252
sorpresa surge desde el momento en
que en ese mismo año el rendimiento de los pozos de gas no convencional fue
mucho menor. Pese a ello, los analistas financieros y los banqueros de los
fondos de inversión se han convertido en los defensores más acérrimos de la
explotación de los depósitos de lutitas. A pesar de los pobres resultados en
términos económicos, el incentivar que la producción continúe a un ritmo
frenético ha producido un exceso de oferta en el mercado del gas natural y,
como resultado, sus precios han caído por los suelos. En 2011, la oferta de gas
natural en EE. UU. fue cuatro veces superior a la demanda.
¿Es sostenible un negocio cuyas transacciones comerciales representan
pérdidas de miles de millones de dólares? ¿Es creíble que los banqueros, tan
sabios como son en los conocimientos del mercado, no se percataran de que la
sobreproducción de gas natural iba a producir un exceso de oferta y el
consiguiente y severo desplome de los precios? En ambos casos la respuesta es
la misma: está claro que no, salvo que el desfavorable balance comercial
apalanque otro tipo de negocios especulativos.
La caída de los precios abrió la puerta a transacciones accionariales
que han supuesto ganancias por valor de varios miles de millones de dólares a
los grandes bancos de inversión involucrados. De hecho, los negocios
financieros ligados a las lutitas se convirtieron desde 2010 en una de las
mayores fuentes de beneficio para las carteras energéticas de esos bancos. La
actual y reciente saturación del mercado de gas natural en Estados Unidos se
realizó principalmente gracias a la sobreproducción de gas natural, inducida
para cumplir con los objetivos de producción de los analistas financieros y
suministrar el flujo de efectivo que sostiene las imprudentes posiciones de
apalancamiento de los operadores.
Cuando los precios comenzaron a caer, Wall Street empezó a organizar
operaciones de negocio para distribuir las acciones problemáticas de las
empresas de gas de lutitas a los inversores industriales con mayor volumen de
negocio. Tales operaciones se depreciaron unos meses más tarde, lo que trajo
consigo una enorme depreciación del valor de los activos de las lutitas.
Además, los bancos habían elaborado productos financieros complejos a futuro
tales como VPP (Volumetric Production Payments, pagos por volumen de
producción), y gracias a la evidente falta de conocimientos de muchos de los
inversores acerca de las complejidades y los riesgos inherentes a la producción
del gas de lutitas, los vendieron a poderosos inversionistas tales como los
grandes fondos de pensiones. Además, los bancos hicieron paquetes
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con los derechos de explotación de
parcelas alquiladas sin rendimiento comprobado y las mezclaron con otras
productivas, tal como habían hecho con las hipotecas basura (subprime)
antes de la crisis de 2007. Es decir, tal como habían hecho con las hipotecas
de dudoso cobro, los bancos inundaron el mercado con activos tóxicos basados en
las lutitas.
Cuando la burbuja del ladrillo estaba en pleno apogeo, los analistas del
Banco de España alertaron del peligro. Nadie prestó atención a los aguafiestas.
Como tampoco se hizo caso a las advertencias sobre la estafa del coloso
energético Enron. Deborah Rogers, analista del Banco de la Reserva Federal en
Dallas, es una aguafiestas que está denunciando la burbuja del fracking,
un negocio de compra y venta de derivados financieros basado en reservas
inexistentes y en producciones exageradas, que sigue los mismos arteros
procedimientos empleados por Wall Street para repartir por el mundo la basura
de las subprime.
E n Perfora, chico, perfora, J. David Hughes, que ha pasado
40 años estudiando los yacimientos petrolíferos norteamericanos, disecciona con
la precisión de un neurocirujano los entresijos urdidos por las compañías
petroleras para inflar las reservas de CFN, creando el sueño imposible de un
recurso infinito que sostiene a una industria sin futuro y a un negocio
condenado a la extinción. Gracias a Hughes y al informe Shale y Wall
Street (Rogers, 2013a) uno descubre que el elemental engaño sigue
siendo el mismo que inundó de activos tóxicos los mercados financieros de todo
el mundo. Siguiendo el informe de Rogers, trataré de desarrollar en este
apartado los siguientes puntos:
Wall Street impulsó la fiebre de perforación de gas de lutitas que se
tradujo en precios más bajos que los costes de producción, mientras los
banqueros se beneficiaron enormemente de las fusiones y adquisiciones y otras
comisiones ligadas a operaciones en el parqué.
Los operadores de la industria, controlada desde Wall Street, han
inflado las reservas de gas y petróleo de lutitas de Estados Unidos al menos un
100 % y hasta un 400 % o 500 %, como muestran los datos de producción reales
presentados en varios estados.
Los pozos de petróleo de lutitas siguen las mismas tasas de declive
acelerado y baja eficacia de recuperación que se han observado en los pozos de
gas.
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El precio del gas natural ha caído
principalmente debido a la gran sobreproducción causada para cumplir los
objetivos de revalorización de las acciones, junto al exacerbado apalancamiento
imprudente que incentivó la producción para satisfacer la demanda prevista por
los analistas financieros.
Es muy posible que a causa de los elevados niveles de deuda, las
declaraciones de reservas probadas no desarrolladas realizadas por algunas
empresas de lutitas no hayan cumplido las normas del organismo regulador del
mercado de valores estadounidense, la SEC (Securities and Exchange Commission),
con el riesgo de que las empresas no puedan cumplir las garantías a que están
obligadas ante sus inversores.
Ante un futuro más que dudoso, la industria está mostrando poco interés
en participar en nuevas inversiones en derivados de lutitas; abandonando
proyectos de gasoductos y proyectos de riesgo compartidos mediante uniones
temporales de empresas; y retirando, a pesar de su retórica pública que
proclama que tales derivados son la panacea para la política energética de
Estados Unidos.
Ante el desplome de los precios domésticos, y en un esfuerzo por
apuntalar los balances desequilibrados de las inversiones en activos, la
industria está haciendo presión para que la exportación consiga compensar el
diferencial entre los precios nacionales e internacionales. Eso significa
conseguir financiación pública para construir costosísimas instalaciones
costeras de exportación de gas licuado.
Durante los últimos 100 años los combustibles fósiles han mantenido la
primera posición como impulsores de las economías occidentales. Sin embargo,
los combustibles fósiles son finitos. Encontrar nuevos yacimientos de
hidrocarburos resulta cada vez más y más costoso. En efecto, durante más de una
década, los mayores operadores de petróleo y gas (los majors, como
se les llama colectivamente) no han sido capaces de ampliar sustancialmente sus
tasas de reemplazo de reservas (véase el capítulo 2).
De hecho, aproximadamente una cuarta parte del incremento en volumen de
las reservas de las grandes compañías procede de adquisiciones de otras más
pequeñas en lugar de las perforaciones. Que no se renueven las reservas es, por
supuesto, un gran problema para el futuro de las economías mundiales,
Página 255
pero también para los precios de las
acciones de las empresas energéticas, en particular las que se centran en los
combustibles fósiles.
La globalización ha traído como consecuencia que los mercados
financieros estén estrechamente enlazados con las grandes multinacionales. Sin
los mercados financieros, las empresas serían pequeñas y locales, en lugar de
los gigantescos holdings trasnacionales que son actualmente.
Por tanto, el crecimiento de las empresas y el de las economías nacionales
depende en gran medida del mercado global de capitales.
Para que una compañía energética comercializada en bolsa crezca, debe
atender no solo su negocio principal sino también la relación que mantiene con
sus bancos y fondos inversores. Por tanto, las compañías de petróleo y gas que
cotizan atienden esencialmente a dos tipos de economías. Una es la que podemos
llamar economía de “campo”, que aborda día a día las operaciones básicas de la
empresa y lo que está ocurriendo sobre el terreno en relación con los costes de
explotación, la historia de la producción, etc. Sus agentes son geólogos,
ingenieros y trabajadores especializados. El otro tipo es la economía de
“parqué”, de Wall Street. Atender este aspecto del negocio es capital porque
implica que la empresa sea atractiva para los analistas financieros y los inversores,
de manera que el precio de sus acciones suba y se garantice el acceso a los
mercados de préstamos que les permita atender a la economía de campo.
La economía de parqué tiene mucho más que ver con lo que está pasando
con las lutitas que lo que realmente ocurre con los rendimientos de campo. Con
la ayuda de los analistas de Wall Street, que actúan como los primeros
agitadores de los derivados de las lutitas, los mercados cayeron en un frenesí
acaparador. Los ciclos alcistas son intrínsecamente optimistas. Si no se
controla, el optimismo puede transmutarse en manía, como vimos hace varios años
en el período previo a la crisis de las hipotecas.
Antes de la actual Gran Recesión, la facilidad de obtener créditos
alimentó la manía del dinero fácil y construyó un casino donde los inversores
apostaban y donde unas cuantas instituciones financieras colocaron paquetes de
acciones insolventes. La codicia llevó a que algunas mentes innovadoras
sobrepasaran los límites de la integridad financiera con entidades que
ocultaban sus balances reales y otros artificios contables. Tales prácticas,
que no eran necesariamente ilegales, eran ciertamente falaces, como han
concluido muchas investigaciones posteriores a la crisis.
Página 256
Los analistas financieros alimentaron
el apetito inversor y lo dirigieron hacia el negocio inmobiliario. Lo mismo
empezó a ocurrir hace poco más de tres años en el caso de los operadores de
lutitas. En este caso, Wall Street volvió a ponerse al frente de la
“lutitomanía” poniendo a su ejército de analistas a promover la venta de
activos basados en la producción de lutitas. En agosto de 2011, Neal Anderson,
de la consultora internacional Wood Mackenzie, escribió lo siguiente sobre los
inversores y la exploración de lutitas:
La comunidad de analistas de renta variable ha jugado un papel clave
para alimentar el mercado de fusiones y adquisiciones de gas de lutitas,
actuando como los principales animadores de los yacimientos de gas de esquisto.
La solvencia de una empresa de lutitas aumentaba gracias a las
recomendaciones de “compra” de los analistas. Los inversores hacían sus
apuestas y la especulación consiguió que los precios del gas natural se
situaran en 2008 a niveles artificialmente inflados que alcanzaron precios
históricos, el doble de los que alcanzarían un año después (figuras 35 y 36).
Excitados por las expectativas de ganancias fáciles, los inversores cayeron
imprudentemente sobre lo que creían una presa segura. El precio del gas natural
alcanzó un máximo de 13,5 dólares por Mpc en 2008, más del doble del promedio
histórico de 5-6 dólares. Además, los operadores y los inversores comenzaron a
creer que estos precios artificialmente altos iban a ser la norma. De hecho,
las decisiones sobre nuevas perforaciones se tomaron sobre la base de la
hipótesis errónea de que los precios nunca volverían a sus niveles medios
históricos.
Exactamente lo mismo que ocurrió con la crisis inmobiliaria. Los animal
spirits de Keynes reaparecieron con el negocio de las lutitas. Todo el
mundo creía que las viviendas y el suelo nunca perderían su valor.
Todos los ciclos de mercado exageradamente alcistas tienen una característica
común: en ellos predomina abrumadoramente lo emocional sobre lo racional en los
procesos de toma de decisiones. La burbuja de las hipotecas se cimentó en años
de exuberancia financiera. Se había impuesto el pensamiento de que “la fiesta
va a continuar para siempre”.
Las nuevas tecnologías que habían surgido permitieron desarrollar
productos de ingeniería financiera mucho más sofisticados. La creatividad
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abunda en Wall Street. Los productos
fueron deliberadamente manipulados para reducir el riesgo de los prestamistas y
para burlar a los reguladores que confiaban en las valoraciones trucadas de las
agencias de calificación controladas por la banca. Las zorras (las agencias de
calificación) cuidaban el gallinero de los inversores.
El modelo es el siguiente: el lobby petrolero, el más
poderoso en Estados Unidos, apoyado por su poderosa maquinaria publicitaria,
presenta unos resultados de explotación espectaculares obtenidos en unos
cuantos pozos, y extrapola esos resultados a yacimientos enteros todavía no
probados.
Lo que hacen los operadores financieros es aplicar curvas hiperbólicas a
los datos iniciales de producción y pronosticar una vida media de los pozos de
unos 40 años. Con esos datos en mente y los contratos de arrendamiento en la
mano, Wall Street hace lo mismo que hizo con las hipotecas basura: desarrollar
sofisticados productos de ingeniería financiera. Antes de que cayera Lehman
Brothers, y una vez impuesto el pensamiento de que “la fiesta va a continuar
para siempre”, los bancos comenzaron a no quedarse con sus hipotecas. En vez de
ello, era más rentable empaquetarlas, buscar una agencia de rating que
calificara el producto con un AAA y luego colocárselo a los inversores,
obteniendo con ello ganancias descomunales.
Este mismo modelo siguen exactamente con los campos de lutitas,
haciéndose con los arrendamientos de millones de hectáreas, perforando un
puñado de pozos y diciendo a continuación que el yacimiento “está probado” y
que es una “inversión segura”, para luego colocar las parcelas al mejor postor.
Antes de la crisis de las hipotecas, cuando se había extendido el apetito por
los créditos fáciles, los mercados de capitales de todo el mundo compraron los
nuevos productos calificados con la triple A. Las ganancias generadas por esas
operaciones fueron inmensas. Lo mismo está ocurriendo con las lutitas.
Trasformados en imaginativos productos financieros a futuro, los derechos sobre
los terrenos se valoran a precios desorbitados, con bonos a la firma que
alcanzan los 70 000 dólares por hectárea, varias veces el precio original que
se promete a los ilusos propietarios.
Las grandes compañías petroleras están acaparando el arrendamiento de
los derechos de perforación sobre los terrenos para añadirlos a sus reservas y
compensar así el declive de sus reservas convencionales. La sobrestimación
total de las reservas se ha usado para inflar el precio de las acciones y
mantener la solvencia de las compañías de gas de lutitas. El objetivo no es
vender gas sino vender alquileres de terrenos y empresas enteras con derechos
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de explotación convenientemente
inflados por las estimaciones hiperbólicas. Pero los bajos costes del gas están
cobrándose su precio con los pequeños y medianos operadores de gas de esquisto,
que tienen que vender sus activos, principalmente alquileres de terrenos, para
evitar la bancarrota (Rogers, 2013a).
La venta de alquileres de terrenos se ha convertido en una actividad más
rentable que perforar para obtener gas con los actuales costes. Aubrey
McClendon, presidente y fundador de la segunda mayor operadora de gas de
lutitas de Estados Unidos, Chesapeake Energy, que se ha convertido en el
principal arrendatario de América, con derechos de perforación sobre más de 6
millones de hectáreas de terreno (Goodell, 2012), afirmó en octubre de 2008 (Seeking
Alpha, 2012):
Puedo asegurarles que comprar alquileres por X y venderlos por 5 o 10
veces X es mucho más rentable que intentar producir gas a cinco o seis dólares
por cada 1000 pies cúbicos.
Las compañías multinacionales de petróleo y gas y los grandes inversores
internacionales acaparan los contratos de arrendamiento de terreno, pero por
motivos muy distintos: para mantener su valor bursátil, quieren mantener
su ratio de reservas estratégicas con valores altos, algo que
la mayoría no hubiese podido hacer sin las reservas adicionales
procedentes de las lutitas. Como las nuevas reservas de petróleo son difíciles
de encontrar, y a menudo se hallan bajo control del Estado donde se encuentra
el terreno, las reservas de gas de lutitas ofrecen una oportunidad excepcional
de llenar fácilmente el depósito de las cada vez más pequeñas reservas de
petróleo. No hace mucho, el 80 % del suministro de gas en Estados Unidos era
producido por compañías independientes y relativamente pequeñas; en tres años,
Exxon Mobil se ha convertido en el mayor productor de gas de Estados Unidos y
BP, Shell, ConocoPhillips y Chevron están entre los diez primeros.
En enero de 2012, Carroll y Polson advirtieron en Bloomberg.
El resurgimiento al alza de los precios del petróleo y el gas de
lutitas, que ha llegado en algún caso a multiplicarlos por diez en cinco
semanas, está aumentando la preocupación de que se esté inflando una burbuja
con las valoraciones de los arrendamientos, cuyo punto de inflexión se parece
al que produjo el colapso de Lehman Brothers Holdings Inc.
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Empaquetar derechos de alquiler era
un negocio tan rentable como lo había sido empaquetar hipotecas. Los operadores
y analistas de ventas, aunque no estuvieran necesariamente en connivencia,
agitaron los mercados con previsiones embriagadoras. En cuanto perforaban unos
cuantos pozos, declaraban el yacimiento como “probado”. No obstante, no tenían
certeza alguna de que los yacimientos estuvieran verdaderamente “probados”.
Por otra parte, los objetivos de producción y las inversiones necesarias
para llevarlos a cabo agregaban tensión financiera adicional a los debilitados
resultados. También añadieron mucho más gas a la ya de por sí floreciente
oferta. Esto a su vez provocó que los precios bajaran todavía más. En enero de
2012, los precios cayeron por debajo de los tres dólares por Mpc. Los costes
medios por pozo de explotación de gas eran de alrededor de 4-6 dólares por Mpc,
por lo que los operadores se enfrentaban a pérdidas importantes (MIT, 2011).
Sin embargo, los bancos, que estaban ingresando grandes sumas por las
transacciones y fusiones de las compañías de lutitas, seguían calificándolas
como una buena opción de compra para el inversor medio.
Para sostener el negocio se calcularon unas reservas desmesuradas de
hidrocarburos procedentes de lutitas, que la primera inspección del Servicio
Geológico de Estados Unidos ha reducido a la tercera parte de un plumazo (USGS,
2012). Pero mientras se inspeccionaba, la fiesta continuaba. Como se trataba de
mantener los datos de producción inflados para que las acciones de las
petroleras y los derivados de Wall Street se mantuvieran al alza, había que
perforar nuevos pozos. Esto supuso abrir 7200 nuevos pozos en 2012; como el
coste medio de perforar un pozo ronda los 6 millones de dólares, las compañías
invirtieron 42 000 millones simplemente para enmascarar la disminución en la
producción. Ese mismo año, el gas de lutitas estadounidense generó ventas
comerciales por valor de 33 000 millones. Parece un negocio ruinoso pero no lo
es: entre el pistoletazo de salida de 2009 y 2011, el entramado financiero
ligado al gas de lutitas movió 135 000 millones de dólares.
Muchos productos financieros de gran complejidad estaban en el corazón
de la crisis de las hipotecas. En el período previo a la crisis financiera,
Wall Street reunió hipotecas de diferente calidad, las empaquetó y las vendió a
inversores. A través de una ingeniería inversa para mantener los requisitos de
las agencias calificadoras, se las arreglaron para conseguir que el 80 % de
estos préstamos fueran considerados como inversiones seguras y rentables. Se
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trataba de productos financieros
tremendamente complejos. Debido al voraz apetito por esos valores, la operación
se convirtió en una máquina generadora de hipotecas. Cuantas más hipotecas se
firmaran, más se empaquetaban, y más se vendían a los hambrientos inversores.
La “complejidad” de la ingeniería inversa también encontró su sitio en
la explotación de lutitas. Por ejemplo, en mayo de 2011, Barclays Capital
apareció con un nuevo chiringuito financiero al que llamó “pago por producción
volumétrica” (VPP) que permitió la participación de un mayor número de
inversores en el negocio de lutitas de Chesapeake Energy. Según Risk
Magazine (2012):
Los principales retos de agrupar los bonos Chesapeake VPP eran conseguir
la estructura adecuada para orientar a las agencias calificadoras y a los
inversores institucionales — quienes no tienen por qué tener un conocimiento
profundo de los negocios energéticos— a través de la complejidad de la
producción de gas natural.
Una vez más, se animaba a los inversores a participar en inversiones
ajenas a la Bolsa regulada que eran complejas por naturaleza, aun admitiendo
que no estaban familiarizados con el negocio (¿recuerdan las preferentes?).
Además, según admitía el propio Barclays, las mismísimas agencias de
calificación necesitaban ser “orientadas” para que entendieran plenamente la
complejidad de las operaciones.
En 2009, el número de fusiones y adquisiciones en el mercado de lutitas
comenzó su boom. Inicialmente, muchas de las transacciones
implicaron a inversores extranjeros, principalmente a empresas chinas, coreanas
y francesas. Los bancos efectuaban esas operaciones cobrando grandes
comisiones. El citado artículo de Carroll y Polson decía:
En las dos últimas semanas, los inversores energéticos chinos, franceses
y japoneses han comprometido más de 8000 millones de dólares en las formaciones
de lutitas desde Pensilvania a Texas, a la vista de los récords de 2011 en los
precios de crudo y de la demanda de gas en EE. UU. Dado que la competencia
entre los compradores se intensifica, los inversores extranjeros están pagando
mucho dinero por campos en los que se han
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perforado muy pocos pozos como para
evaluar el potencial de producción.
CNOOC, una petrolera y gasística china, pagó 1100 millones de dólares
por el 33,3 % de la superficie del campo Eagle Ford de Chesapeake Energy, y
acordó financiar otros 1100 por los costes de perforación. Se estima que
Chesapeake ganó aproximadamente 10 237 dólares por acre, varias veces el precio
original que había pagado por ellos. Anadarko formó una UTE con la Korea
National Oil Corporation, que accedió a pagar 1550 millones por el 33 % de la
superficie de Anadarko Petroleum, en la cuenca del Maverick en Texas. BHP
Billiton, la gran multinacional minera australiana, adquirió Petrohawk Energy
Corp por aproximadamente 15 200 millones de dólares. Además, BHP pagó a
Chesapeake Energy aproximadamente 4750 millones por sus activos de lutitas del
campo Fayetteville: año y medio después, los activos habían perdido más del
50 % de su valor.
Durante ese tiempo de vino y rosas se consumaron un sinfín de
transacciones financieras. De pronto, en el tercer trimestre de 2012, los
activos de lutitas comenzaron a hacer lo que hacían los pozos productores:
cayeron en un declive imparable. ¿Qué había pasado?
Como había ocurrido con los paquetes de hipotecas subprime,
los activos de lutitas no se negociaban en la regulada Bolsa sino en los
desregulados mercados OTC, por lo que la opacidad se convirtió en un asunto de
suma importancia. Lo mismo sucedía con las lutitas. Debido a la nueva
tecnología de estimulación por fracking, los resultados no se
pudieron verificar durante años. Simplemente, no había suficientes datos
históricos de producción disponibles para hacer una evaluación razonable.
Cuando en el tercer cuatrimestre de 2009 se presentaron los rendimientos del
campo Barnett ante la Comisión de Ferrocarriles de Texas, era la primera vez
que se disponía de una serie histórica fiable de datos de producción de los
pozos de lutitas.
Cuando la Comisión de Ferrocarriles levantó la alfombra, lo que apareció
debajo era muy distinto de las bonitas previsiones presentadas por los
operadores. Como por ensalmo, cuando las cifras reales de producción de los
campos gasísticos comenzaron a aflorar, los operadores vendían los activos
rápidamente. Esto ha ocurrido en todos los campos de Estados Unidos en cuanto
echaban a andar. Los propietarios iniciales habían alabado tanto la moto de las
lutitas que los compradores hacían cola para comprarla.
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Un buen ejemplo son los operadores
del campo Barnett en Texas. Los protagonistas iniciales que inflaron la burbuja
fueron Chesapeake Energy (vendió una parte muy significativa de los activos
Barnett), Range Resources (vendió todos sus activos Barnett), Encana (vendió
todos sus activos Barnett) y Quicksilver Resources, la empresa que intentó
monetarizar todos sus activos Barnett a partir de 2011. En ese lapso de tiempo,
la acción había caído desde cerca de 15 dólares a 2,50 (Rogers, 2013a).
Cuando Encana puso a la venta sus acciones de Barnett, las razones para
hacerlo estaban muy en concordancia con lo que escribía más arriba acerca de
los exuberantes rendimientos de los campos jóvenes y de la falta de
rentabilidad de los campos maduros:
Vamos a centrar nuestros esfuerzos en nuestras propiedades con tasas de
crecimiento más altas, que son las que se encuentran en las primeras etapas de
desarrollo y ofrecen más oportunidades para el crecimiento […]. El campo
Barnett no es el mejor lugar para que Encana ponga su dinero […]. Es una zona
madura y las manchas dulces ya se han agotado.
Sin embargo, los bancos, que estaban haciendo opíparos negocios de caja
con las transacciones y fusiones de las compañías de lutitas, seguían dale que
te pego calificándolas como una buena opción de compra para el inversor medio.
Por ejemplo, Chesapeake Energy anunció una venta de acciones en febrero
de 2011. Bank of America/Merrill Lynch, Morgan Stanley, Deutsche Bank, Goldman
Sachs, Jeffries y Royal Bank of Scotland, los mismos agentes de las hipotecas
basura, fueron los bancos implicados en el negocio de la venta de acciones de
Chesapeake Energy. Los días previos al anuncio de la venta de acciones, esos
mismos bancos habían recomendado que se invirtiera en Chesapeake Energy.
Por las mismas fechas, otros analistas de instituciones que no aspiraban
a conseguir comisiones por esas operaciones tenían una visión muy diferente
sobre el futuro de Chesapeake Energy. La consultora financiera Zacks Equity
Research había colocado a Chesapeake Energy camino de la bancarrota con una
puntuación Altman Z de 0,84. Cualquier empresa por debajo de 1,8 en ese índice
se considera en riesgo inminente de quiebra. El 15 de febrero de 2012, un
analista decía en Deal Pipeline (Poole, 2012):
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Chesapeake está en serios problemas
[…]. Su estilo Enron de bombo y platillo mediático, contabilidad fuera de
balance y apalancamiento excesivo ha terminado por absorberlos. Su final parece
estar cerca.
Durante los siguientes dos meses, salieron a la luz numerosos problemas
respecto a Chesapeake. Reuters abrió el fuego al revelar un desfase de 1100
millones en apuntes ocultos. Más tarde se descubrió que el director ejecutivo
de Chesapeake, Aubrey McClendon, manejaba un fondo ilegal de 200 millones de
dólares. Tanto el Departamento de Justicia como la SEC abrieron las oportunas
investigaciones. En el segundo trimestre de 2012, la compañía canceló más de
2000 millones en activos de lutitas y se vio obligada a vender más de 10 000
millones en acciones solo para lograr mantenerse a flote. El precio de la
acción cayó más del 40 % en cuestión de semanas.
Ralph Eads, de Jeffries, uno de los principales bancos de inversión de
Chesapeake Energy, fue citado en The New York Times, en octubre de
2012, admitiendo que subían artificialmente los precios, e incluso insinuando
que habían engañado a los majors para que compraran activos de
lutitas (Krauss y Lipton, 2012):
Nosotros somos vendedores típicos, así que tenemos que convencer a los
compradores de que los precios del gas van a subir lo más alto posible […]. Los
compradores ya son mayorcitos: son gigantes empresariales con miles de
economistas que saben mucho más de lo que yo sé. Caveat emptor.
Según KPMG, las transacciones de gas de lutitas representaron un negocio
de 46 500 millones en Estados Unidos en 2011 (KMPG, 2012). Las fusiones y
adquisiciones en el mercado de activos de lutitas subieron en los dos
ejercicios anteriores en sincronía a como bajaban los precios del gas natural.
Esto es lo mismo que sucedió con los valores respaldados por las hipotecas que
multiplicaron las ganancias de los bancos antes del estallido de la crisis,
pero ahora eran las fusiones y adquisiciones energéticas las que se habían
convertido al nuevo mecanismo de hacer caja para los especuladores bancarios.
Pero el tinglado comenzó a venirse abajo con las mismas señales de
alerta que se habían dado en el caso de las hipotecas basura. En el período
anterior a
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la crisis de las hipotecas, hubo
indicios de lo que se nos venía encima en forma de amortizaciones de activos.
Desgraciadamente, muy pocos los tuvieron en cuenta.
Algo similar había ido surgiendo respecto a las lutitas. En mayo de
2012,
Forbes informó lo siguiente (Helman, 2012):
Las acciones de energía de Chesapeake cerraron perdiendo un 14 % al
saberse por un informe de la SEC que la compañía podría tener que amortizar el
valor de sus activos debido a la bajada récord de los precios del gas y a que
podría tener problemas para cumplir con sus obligaciones […]. A pesar de que
tales amortizaciones no afectan al saldo de caja de la compañía, sí provocan
una merma en el valor de los activos anotados en el balance de la empresa. El
valor de los activos afecta directamente a la cantidad de deuda que la empresa
puede mantener.
En el tercer trimestre de 2012, como se había predicho, se produjo un
deterioro más acusado de Chesapeake. La compañía tuvo que asumir una
amortización mayor de sus activos de lutitas, que supuso una merma de 2020
millones. Además, en julio de 2012, ITG Investment Research, a petición de
varios grandes inversores institucionales, participó en un estudio que
cuestionó los informes en los que Chesapeake Energy expuso cuáles eran sus
reservas. ITG reunió los datos de bases de datos públicos tales como los historiales
de producción presentados ante la Comisión de Ferrocarriles de Texas, y
llegaron a la conclusión de que una parte importante de las reservas de
Chesapeake en el campo Barnett “no tienen ningún valor y, en nuestra opinión,
deben ser amortizadas” (The Wall Street Journal, 2012).
Durante julio y agosto de 2012, las malas noticias continuaron. Según
Reuters (2012a, b):
Encana dijo que había registrado un deterioro no monetario después de
impuestos de 1700 millones, que resultaron fundamentalmente del declive medio
de los precios del gas natural en los 12 meses anteriores.
Quicksilver Resources Inc., una empresa centrada en el gas natural,
registró una considerable pérdida en el segundo trimestre debido a los bajos
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precios del gas natural y de los
líquidos del gas natural que han minorado el valor de los activos de la
compañía […]. Quicksilver anunció que sus resultados se vieron afectados por
una merma en los ingresos de 992 millones debido a la caída de los precios.
Según el Financial Times (Chazen, 2012; Hume, 2012):
British Petroleum (BP) declaró el martes que asume una merma por valor
de 2110 millones de dólares, principalmente debida a la pérdida de valor de sus
activos de gas de lutitas en Estados Unidos.
BHP Billiton (BHP) culpó a un exceso de la oferta de gas en Estados
Unidos la pérdida de 2840 millones de dólares en sus activos basados en el
campo gasístico Fayetteville, que había comprado 18 meses antes por 4750
millones de dólares.
Según Swint et al., (2012):
BG Group, la tercera mayor petrolera y gasística del Reino Unido, perdió
1300 millones en sus campos de lutitas de Estados Unidos.
Shell se está acostumbrando a decepcionar a los inversores. La
importante empresa petrolera y gasista registró una gran disminución de
beneficios en el cuarto trimestre de 2013. La compañía encontró numerosas
razones para explicarla, empezando por los problemas en el refinado y los
elevados costes de exploración. El aviso llega después de una serie de
resultados flojos en 2013.
Los beneficios en refino y comercialización se vieron afectados por unos
márgenes reducidos del refino, que es la tendencia de la industria. Los
volúmenes de GNL fueron inferiores a los previstos, y los elevados niveles de
mantenimiento en el mar del Norte y en el golfo de México, así como los
actuales problemas nigerianos, también dieron lugar a menos barriles. Shell,
como Tullow, ha tenido que abandonar varios pozos secos en la Guayana Francesa,
por ejemplo.
Como consecuencia de ello, los beneficios netos ajustados, excluyendo
los gastos de inventario y extraordinarios, serán de 2900 millones de dólares
en el cuarto trimestre, muy por debajo del cálculo de 4000 millones de dólares
elaborado por Reuters a partir de las previsiones de los analistas. Shell está
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gastando más dinero del que está
ganando, por lo que los niveles de deuda aumentaron. El objetivo del grupo era
obtener entre 175 000 y 200 000 millones de dólares de las operaciones entre
2012 y 2015. A mitad de camino ha obtenido 86 500 millones de dólares, lo que
hace que esté lejos de alcanzar su objetivo.
La primera prioridad de la empresa debería ser detener la hemorragia de
efectivo en el negocio de exploración y producción en las lutitas
estadounidenses, donde la compañía de bandera holandesa tiene una cuarta parte
de su capital inmovilizado, según Barclays (Maharg-Bravo, 2014). Aunque las
empresas afirman que tales mermas no reflejan el valor fiable de sus activos,
tal cosa es altamente cuestionable dada la rebaja de reservas importantes que
el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS, 2012) había asignado a todos los
recursos estadounidenses de Estados Unidos. El hecho de que algunas de esas
empresas no hayan reflejado con exactitud sus reservas en los libros contables
es tan preocupante como debería haberlo sido una situación idéntica antes de la
crisis de las hipotecas basura.
En vista de esas importantes pérdidas, el negocio parecía haber
alcanzado un punto de saturación a partir del tercer trimestre de 2012. Según
PriceWaterhouseCoopers, las empresas con terrenos en el campo Marcellus habían
movido unos 32 000 mil millones en fusiones y adquisiciones desde principios de
2010. Al año siguiente, las cosas cambiaron. El tercer trimestre de 2011 fue el
primero en que no se movió ni un dólar. La actividad cayó a cero (AP, 2012b).
Dados los pobres resultados de los productos financieros basados en las
lutitas, parece que los inversores eran cada vez más cautelosos. Según Scheyder
y Erman (2012),
un banquero de inversión dijo que actualmente hay “un poco de fatiga
UTE” en la industria energética, y señaló que algunas empresas tienen miedo de
vincularse con el mal posicionado Chesapeake […]. Creo que eso es muy cierto en
lo que refiere a Chesapeake, que está marcada con una cruz. Creo que la gente
ha visto que su experiencia con Chesapeake ha sido desagradable.
Sin embargo, Chesapeake ha sido la industria ensalzada continuamente por
la industria y sus bancos de inversión por tener algunos de los mejores
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yacimientos de lutitas del negocio
(véanse en el capítulo 5 las profecías lanzadas, entre otros exégetas, por el
director ejecutivo de Chesapeake, Aubrey McClendon, sobre las inagotables
reservas de gas de lutitas del país).
Cuando los muñidores del negocio especulativo de las lutitas pusieron
sus ojos en Europa, el puchero estaba reventando en los Estados Unidos. A pesar
de toda la publicidad que las rodea, muchas empresas estaban dando marcha
atrás.
En octubre de 2011, Norse Energy anunció que estaba poniendo en venta
parte de sus 53 000 hectáreas del campo Marcellus en el estado de Nueva York.
Un año más tarde, en diciembre de 2012, la empresa no había sido capaz de
vender los activos. Eso, junto con los altos niveles de deuda, obligó a Norse a
declararse en bancarrota (AP, 2012c). Aunque actualmente está vigente una
moratoria de explotación de fracking en el estado de Nueva
York, se piensa que se permitirá algún día. El hecho de que ninguna otra compañía
de energía esté interesada en adquirir los activos neoyorquinos de Norse Energy
indica una clara falta de confianza en las posibilidades de explotación.
Otras compañías han comenzado también a dejar que sus contratos en Nueva
York expiren sin intención de renovarlos. Por ejemplo, Anschutz Exploration
anunció recientemente que no buscaría la renovación de permisos. Según el Denver
Business Journal (2012),
Anschutz Exploration no es la única. Otras compañías están dejando
extinguir sus contratos de arrendamiento para petróleo y gas en ese Estado
porque una moratoria de perforación, junto con la amenaza de regulaciones más
estrictas, ha hecho de Nueva York un estado poco atractivo para las operaciones
gasísticas.
Como he comentado a lo largo de este capítulo, la industria se basa
principalmente en el menor número posible de obstáculos para llevar a cabo sus
programas de perforación. En el caso de fracking, los rendimientos
de los campos son tan pobres y los márgenes comerciales tan estrechos, si es
que los hay, como para justificar la inversión en pozos que están, además,
sometidos a cargas regulatorias y medioambientales.
También es interesante observar que en el campo Utica, del que el
director general de Chesapeake Energy, Aubrey McClendon, se jactó en los
primeros días de que iba a ser “lo más grande que había sucedido en Ohio desde
la
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invención del arado”, los operadores
han experimentado dificultades para conseguir uniones temporales de empresas
para perforar. Según Carroll (2012),
PDC Energy Corporation no ha recibido una oferta lo suficientemente alta
de posibles socios para la UTE de explotación de sus terrenos en Utica, por lo
que los desarrollará por su cuenta.
Está empezando a aflorar información acerca de que los pozos de Utica no
están cumpliendo las expectativas que sus propietarios habían alabado hasta la
exaltación. Los analistas financieros, al examinar los resultados iniciales
publicados por el estado de Ohio, los caracterizan como “decepcionantes”. Según
McAllister y Gebrekidan (2012):
Incluso Chesapeake ha acallado su fanfarria […]. En una presentación a
la SEC este mes de mayo, la compañía dijo que antes de terminar el año planeaba
perforar un número significativo de pozos en la “ventana del petróleo” de
Utica, nombre con el que designaba una parte del campo especialmente rica,
sobre todo en petróleo. Tres meses más tarde dijo que “sigue centrándose en el
desarrollo del GNL”, sin que hicieran ninguna mención del petróleo. Chesapeake
se negó a comentar nada sobre el cambio de planes.
En el yacimiento Bakken de Dakota del Norte, que es principalmente un
campo de petróleo de lutitas, se planeaba construir un oleoducto para
trasportar el petróleo a una instalación de almacenamiento de gran tamaño en
Cushing, Oklahoma, pero el proyecto se ha abandonado recientemente. Según
Chakravorty (2012),
Oneok Inc. experimentó una pérdida reciente después de que su filial,
Oneok Partners LP, no produjera el petróleo suficiente para justificar una
inversión de 1800 millones de dólares en la construcción del oleoducto a
Bakken.
Esto es particularmente interesante. Los proyectos de canalización de
hidrocarburos son caros y requieren que haya un flujo constante y consistente
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de gas o petróleo durante un largo
período de tiempo con el fin de recuperar el capital inicial invertido. Sin
embargo, una vez que se amortiza el capital invertido, se convierten en minas
de dinero. Teniendo en cuenta las fuertes curvas de disminución productiva de
petróleo de lutitas que se observan ahora mismo, parece que los operadores
reconocen que Bakken tiene la muerte anunciada y, por tanto, no están
dispuestos a invertir por adelantado el capital necesario para un oleoducto
nuevo, lo que es una clara falta de confianza en la viabilidad de las lutitas.
Uno se cansa de ofrecer ejemplos porque algunos, como el ministro Soria,
siguen sin aprender. El contundente informe de 2013 elaborado por Deborah
Rogers (Rogers, 2013a) debería ser una lectura obligada para quienes defienden
la rentabilidad del fracking en nuestro país que, como ocurre
en toda Europa, no es otra cosa que la llegada a este lado del Atlántico de una
práctica contaminante, ambientalmente destructiva y económicamente desastrosa.
Que, eso sí, llena los bolsillos de los especuladores habituales.
Los lunes al sol
Gran parte del debate sobre el fracking se ha centrado
en los riesgos ambientales asociados, mientras que los costes sociales suelen
olvidarse. Los supuestos beneficios económicos del gas y el petróleo de lutitas
han sido siempre notoriamente exagerados por la industria en todos los campos que
explota. Pero al final la realidad de los datos se impone: aunque haya algo de
impulso económico inicial, este ha demostrado ser de corta duración y es casi
seguro que no cubre los costes de producción periféricos, tales como la
degradación ambiental a largo plazo, los impactos en la calidad del aire, el
agotamiento de los acuíferos, la contaminación potencial, la reparación de
carreteras y los costes de salud, solo por citar unos pocos.
El Food & Water Watch de California presentó entre 2011 y 2013 los
primeros informes sobre los efectos socioeconómicos y laborales a corto y largo
plazo que podría provocar el fracking en las comunidades
rurales de Pensilvania (Food & Water Watch, 201 la, 201 Ib, 2013). Aunque
el fracking se ha expandido rápidamente por todo Estados
Unidos, Pensilvania está en el epicentro del boom de las
lutitas gracias a los 5000 pozos de gas perforados en ese Estado entre 2005 y
2011.
Lo que demuestran esos análisis es que la fractura hidráulica puede
provocar ciclos acelerados de “expansión y recesión” en las economías
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locales, en detrimento de otras
economías más sostenibles basadas en la agricultura, la ganadería y el turismo.
Además, lo que ocurre en los pueblos afectados se parece mucho a lo que sucedía
en los momentos álgidos de la fiebre del oro (véase el ejemplo de Pithole en el
capítulo 6) o a los efectos que desata una compañía bananera sobre los pequeños
núcleos rurales descritos por Gabriel García Márquez en La hojarasca.
Actualmente, como la tierra ya tiene propietarios, públicos o privados,
el petróleo no atrae a personajes como los viejos buscadores que se acercaron a
Pithole, pero los operadores, los medios y los políticos construyen alrededor
de la explotación de las lutitas unas falsas expectativas de creación de empleo
que acaban por frustrar a los ya de por sí desesperados trabajadores en paro y
a los granjeros que han perdido sus tierras por la crisis de las
hipotecas subprime.
Cuando se confirman los yacimientos de hidrocarburos, los técnicos,
obreros especializados y agentes comerciales procedentes de otras partes del
país inundan los pueblos pequeños, se instalan y sus demandas hacen subir los
precios de casi todo, empezando por el precio de los alquileres y siguiendo por
el de los alimentos. Luego empiezan los problemas para la policía y el
desbordamiento de las capacidades de atención de la salud pública.
La afluencia de trabajadores transitorios desarraigados en el territorio
(sus familias suelen permanecer en los Estados petroleros de procedencia,
generalmente Texas u Oklahoma), con dinero abundante en el bolsillo y poco que
hacer en sus horas libres, es una receta para los problemas de las pequeñas
comunidades rurales, en las cuales los crímenes relacionados con el alcohol y
las drogas, los accidentes de tráfico, las visitas a urgencias y las
infecciones de trasmisión sexual aparecen por primera vez en las estadísticas
oficiales.
Los clubs de alterne, con sus inevitables strippers, la
prostitución y el trapicheo proliferan, y la paz y la tranquilidad desaparecen.
Años más tarde, cuando los ciudadanos locales hayan gastado el dinero obtenido
de los arrendamientos de perforación, los trabajadores comienzan a desaparecer.
Los que estaban bien remunerados se marchan de la ciudad y la economía local se
desinfla. Ya no habrá más operarios que los de mantenimiento de las
instalaciones, mientras que continúa el trasiego de camiones y maquinaria
pesada. De día y de noche, el zumbido de los compresores de agua y gas rompe el
silencio y hace huir la vida silvestre. Nubes de polvo cubren caminos, casas,
escuelas y graneros.
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Tanto en Pensilvania como en Nueva
York, las empresas de perforación se están moviendo primero en los condados más
pobres, pero no solo porque sea allí donde se concentren los recursos de las
lutitas. Las zonas económicamente deprimidas suelen ser los primeros objetivos
porque la gente es menos propensa a implicarse en el activismo anti-fracking.
Las personas que necesitan desesperadamente dinero por el alquiler de sus
parcelas o empleo temporal suelen estar dispuestas a despreciar los daños
ambientales aunque afecten a su propia tierra y a sus hogares, y se puede
contar con que se pondrán al lado de la industria cuando se produzcan
conflictos dentro de la población provocados por la pérdida de calidad del aire
o del agua.
En cambio, las personas que subsisten con ingresos fijos, o que no
reciben ingresos por arrendamientos de perforación o puestos de trabajo como
peones a destajo o vigilantes de seguridad, se ven obligadas a mudarse porque
no pueden pagar los elevados alquileres ni soportar los desorbitados
crecimientos de los precios de la cesta de la compra y los bienes de consumo.
Ese síndrome predecible caracteriza las operaciones de fracking más
aún que las explotaciones convencionales porque las tasas de producción del gas
y del petróleo de lutitas tienden a disminuir mucho más pronunciadamente, lo
que hace aún más breve el auge y el desplome, y también porque el daño al
medioambiente, la salud pública, la presión sobre las carreteras locales y la
solidaridad comunitaria suelen ser mucho más graves.
La afluencia de trabajadores externos ejerce presión asimismo sobre las
escuelas y los hospitales. Un artículo de Associated Press, del 25 de diciembre
de 2012 (AP, 2012d) decía lo siguiente:
Las primeras pérdidas económicas en cinco años en un hospital del
centro-norte de Pensilvania se deben a la afluencia de trabajadores del campo
de gas natural que carecen de seguro médico, dijo el director general del
hospital […]. Jersey Shore, presidente del hospital, y Carey Plummer, director
general, dijeron a la Williamsport Sun-Gazette que muchos
subcontratistas atraídos por la perforación de lutitas en Marcellus no cubren a
los empleados.
Es poco probable que estos costes sean asumidos por la industria del
petróleo y del gas debido al pobre rendimiento de los pozos y sus prisas por
deshacerse de sus derechos de arrendamiento. Por el contrario, dado el
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carácter temporal de las
perforaciones, las autoridades, que saben que aquello es flor de un día,
consideran que no tiene mucho sentido ampliar las instalaciones públicas de
forma permanente ni contratar más maestros o más personal sanitario.
Mientras tanto, la policía tiene que lidiar con el aumento de las tasas
de delincuencia, la prostitución callejera, los conflictos de fin de semana y
otros efectos sociales dañinos, incluidas las altas tasas de uso de
metanfetaminas entre los componentes de los equipos de perforación (Heinberg,
2013), que se mueven de un sitio a otro del país sin echar raíces en ninguna
parte como hojas que mueve el viento.
La industria del petróleo y del gas, los grupos académicos de sociólogos
y economistas financiados por la industria y los think tanks afines
promocionan el fracking como el bálsamo de Fierabrás que
curará la enfermedad del paro: de creer lo que dicen sus informes, explotar las
lutitas es una fuente inefable de creación de empleo seguro en los difíciles
tiempos que corren. Veamos algún ejemplo.
Los analistas de Food & Water Watch examinaron detalladamente dos
informes que promocionaban el potencial de creación de empleo del fracking en
Nueva York y Pensilvania, y encontraron numerosas inexactitudes y errores
metodológicos que distorsionaban escandalosamente los resultados en favor de la
industria (Food & Water Watch, 2011b). Incluso después de corregir esos
defectos sigue habiendo dudas sobre la validez de la utilización de los modelos
de previsión económica utilizados para predecir los impactos económicos del
incremento de la extensión de la explotación de gas de lutitas.
Los supuestos beneficios económicos de la explotación de gas de lutitas
sirvieron como justificación principal para permitir el fracking en
grandes partes del estado de Nueva York sometidas a una moratoria de
explotación. El Instituto de Políticas Públicas del estado de Nueva York
(PPINYS) afirmaba en un informe que desde 2011 hasta 2018 la apertura cada año
de 500 nuevos pozos de gas de lutitas en cinco condados podría crear 62 620
nuevos puestos de trabajo en dicho Estado. Según ese informe, se crearían 125
empleos por cada pozo perforado y explotado.
De esos 62 620 puestos de trabajo, el informe afirmaba que 15 500 serían
“empleos directos”, creados a partir de las inversiones directas de las
empresas de gas de lutitas. En realidad, si se presta mayor atención al
informe, solo una pequeña fracción de los puestos de trabajo directos estaría
en la industria del gas; los demás serían empleos directos en diferentes
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industrias no localizadas de la zona
que se beneficiarían de los gastos corrientes y de inversión de los operadores.
Los 47 120 puestos de trabajo restantes serían “empleos indirectos” e
“inducidos”, que se crearían como por ensalmo por los efectos económicos
indirectos de la creación directa de empleo, es decir, a través de un efecto
multiplicador.
Sin embargo, después de identificar y corregir los numerosos errores y
fallos metodológicos que llevaron a esa proyección hiperoptimista, los
analistas de Food & Water Watch encontraron que, utilizando los modelos de
previsión económica usados en el informe del PPINYS, solo habría una oferta
acumulada de 6656 puestos de trabajo en Nueva York en el año 2018, y eso
después de haber perforado 500 nuevos pozos de gas de lutitas al año. Aun
asumiendo esta corrección —lo que supone que se crearía poco más de la décima
parte de los puestos de trabajo que decía el informe original del PPINYS—, el
informe no decía nada sobre qué iba a pasar después de que los pozos cerraran
en un plazo de entre 7 y 10 años, que es, en el mejor de los casos, la vida
productiva media de un pozo de gas de lutitas.
Pasando de las hipótesis a la práctica, los analistas del Food &
Water Watch analizaron los datos reales de creación de empleo en los condados
de Pensilvania en los que se estaba realizando fracking desde
2007. En los condados colindantes con los neoyorquinos se habían creado dos
puestos de trabajo por pozo en cinco años, es decir, 123 menos de los
pronosticados por el informe del PPINYS (figura 37).
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Figura 37. Diferencias en el número de empleos por pozo de fracking previstos
y realmente creados.
El informe tampoco tiene en cuenta ninguno de los impactos negativos que
el desarrollo del gas de lutitas podría tener en otros sectores económicos,
como la agricultura, la ganadería y el turismo; además, obviamente, de los
costes ambientales, sanitarios y de mantenimiento de las infraestructuras que
tienen que costear los contribuyentes con sus impuestos.
El efecto del fracking sobre la economía local puede
ilustrarse tomando como ejemplo el condado de Bradford, Pensilvania, un condado
en recesión
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cuya economía estaba en declive
después de que buena parte de los empleos dedicados a las manufacturas se
hubieran deslocalizado a China. La llegada de Chesapeake Energy para explotar
el gas de lutitas en el subsuelo del condado, situado dentro del campo
Marcellus, dinamizó la economía e hizo que las autoridades, felices por haber
disminuido la deuda del condado en 5 millones de dólares, rebajaran un 6 % los
impuestos sobre bienes inmuebles. Exultante, el comisionado de Bradford
proclamó que el fracking había cambiado por completo el
panorama económico del condado (Heinberg, 2013).
Los estudios que analizaron tan brillante panorama llegaron a
conclusiones más matizadas. Un informe del Centro Keystone de Pensilvania
concluyó que
la lutita del Marcellus estaba haciendo una ligera contribución positiva
al reciente crecimiento del empleo en Pensilvania y que los nuevos puestos de
trabajo (que suelen ser temporales) estaban siendo contrarrestados por la
pérdida de empleos en otras actividades preexistentes, como el turismo, la
agricultura y la industria maderera estatal. (Herzenberg, 2011)
En el antes mencionado condado de Bradford, el Departamento de
Protección Ambiental de Pensilvania registró 600 infracciones provocadas por
el fracking cuyas consecuencias para los agricultores han sido
graves porque incluían la contaminación del agua superficial y subterránea, la
pérdida de valor de sus propiedades y las enfermedades del ganado. Muchos
agricultores simplemente se han rendido frente a estos desafíos. Mientras
tanto, los estudios sobre el empleo han descubierto que muchos de los nuevos
puestos de trabajo son para trabajadores especializados de fuera del Estado,
que llegan, perforan y vuelven a casa. Los puestos de trabajo para los
habitantes locales generados por el fracking duran normalmente
solo dos o tres años (Rogers, 2013b).
Todo esto es bastante previsible y no debería sorprender.
Históricamente, las regiones que dependen de la extracción de recursos como un
pilar económico obtienen un rendimiento muy inferior en comparación con otras
regiones, sobre todo cuando se contempla a largo plazo. La riqueza se crea con
mayor pujanza en los lugares que utilizan la energía y las materias primas para
la fabricación y el comercio que en aquellos de los que se extraen los
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recursos. Por ejemplo, las áreas
carboníferas de Virginia Occidental continúan siendo focos de pobreza a pesar
de décadas de actividad minera. Los puestos de trabajo que se crean a largo
plazo suelen estar mal remunerados y otras industrias, como las agropecuarias,
resultan expulsadas por los daños ambientales resultantes (Heinberg, 2013).
Hasta donde yo sé, el Guinness de la fantasía a la hora de propagar los
efectos miríficos de la explotación de lutitas sobre la economía y el empleo lo
ostenta la USC Price School of Public Policy (Escuela de Políticas Públicas de
la Universidad del Sur de California), la cual sostiene en un delirante informe
(USC, 2013) que la explotación de petróleo de lutitas en la formación Monterey
de California creará de aquí a 2020 más de 2,8 millones de empleos, amén de
ingresar en las arcas públicas 24 600 millones de dólares al año e incrementar
el PIB californiano en 14 puntos ¿Quién da más? El informe es otra buena prueba
de que el papel lo aguanta todo, como un reciente informe de Hughes (2013c) se
ha encargado de mostrar.
Pero no importa lo que digan las pruebas. La industria, los medios, los
expertos pagados por la industria y los gobiernos siguen repitiendo la misma
cantinela: el fracking crea empleos por cientos de miles,
cuando no por millones. BNK España, una empresa que está explorando los
recursos de lutitas en la provincia de Burgos, reparte por los pueblos un
bonito folleto en el que una guapa petrolera vestida con mono y tocada con un
casco amarillo se pregunta retóricamente:
¿Van a contratar a gente de la zona? ¿Cuáles son las ventajas para mi
municipio?
La respuesta, calcada de la que cualquier vecino de Pensilvania o Nueva
York puede leer en Estados Unidos, es la siguiente:
Durante la etapa de exploración, la actual BNK España espera generar
entre 50 y 150 puestos de trabajo directos e indirectos por cada uno de los
pozos. La inversión inicial es de hasta 250 millones de euros, que generarán
beneficios para los municipios por el arrendamiento de terrenos, el pago de
tasas y la contratación de proveedores en la zona (empresas de trasporte, de
construcción, materiales, hoteles, restaurantes, etcétera). Si finalizada la
etapa de exploración pasáramos a la fase de producción —que necesita de un
nuevo permiso y un nuevo
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proyecto—, entonces los beneficios
crecerían exponencialmente y se crearían miles de puestos de trabajo e
inversiones de miles de millones de euros.
Nótese que el folleto está tan literalmente copiado de los publicados en
Estados Unidos que usa la palabra “arrendamiento”, inusual para un español, que
usaría siempre el vocablo “alquiler”.
Tampoco se quedan atrás algunos lobbies vestidos con la
piel de un cordero verde. El Spain Green Building Council (Consejo de
Construcción Verde de España), una organización privada cuya altruista y
desinteresada misión es “conseguir que el medio construido sea sostenible
dentro de una generación”, y cuyos miembros son empresas, constructoras,
consultores, fabricantes de productos, colegios profesionales y otras
organizaciones “sin ánimo de lucro” (en su web spaingbc.org podrá leer una
serie de documentos copiados literalmente de otros editados en Estados Unidos,
que ponen de manifiesto que los “constructores verdes” se han convertido en una
sucursal del lobby del fracking estadounidense)
se despachó el pasado 31 de marzo con un alucinante comunicado que recogía
todos los tópicos utilizados por la propaganda de los operadores
estadounidenses de fracking. En él, además de repetir la frase de
Barack Obama (Obama, 2012) ahora aplicada a España (“en España podemos tener
unas reservas que nos abastezcan durante los próximos 100 años de una energía
abundante y barata”), se decía sobre el empleo que,
debido al fracking y la perforación direccional, en los
cuatro años 2008-2011 Estados Unidos ha incrementado su producción de petróleo
y gas natural el 14 % y el 10 % respectivamente, creándose en el mismo
período más de 600 000 empleos directos y más de 1 800 000 indirectos.
Lo afirmaban así sin citar el origen de estos datos y afirmando por las
buenas que, gracias a la creación de empleo, “el fracking puede
ser una muy buena forma de hacer salir a España de la crisis”.
Tampoco se recataban en multiplicar los puestos de trabajo algunos
analistas y creadores de opinión, que repiten las cifras de la propaganda de la
industria (Lacalle, 2013):
En Estados Unidos se han creado 76 000 millones de PIB y 600 000 puestos
de trabajo. En Europa se estiman reservas
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suficientes para cubrir 90 años de
demanda. En España, casi 40 años. Por supuesto, esa cifra aumenta con las
mejoras de productividad, como hemos visto en Estados Unidos. Inversiones de
decenas de miles de millones que no necesitan primas, subvenciones ni
historias.
Como otros muchos apologistas que sería tedioso citar, el bloguero
Lacalle y el ministro de Industria José Manuel Soria han bebido en las mismas
fuentes. En su comparecencia ante el Congreso en junio de 2013, este ministro
decía lo siguiente:
La contribución de la explotación del gas no convencional al PIB
americano en 2010 fue de 76 000 millones de dólares, que podrían incrementarse
a 118 000 millones en 2015 y a 231 000 millones en 2035. En 2010, la industria
asociada al shale gas generaba 600 000 puestos de trabajo, 148
000 directos, 194 000 indirectos y 259 000 inducidos. Las proyecciones apuntan
a que en 2035 la cifra total será de 1,6 millones, de los cuales 360 000 serán
empleos directos.
Quizá alguien advirtió al ministro Soria que hacer trampas con las
cifras tenía un límite. En su comparecencia ante el Senado el 19 de mayo
anterior, tras afirmar que “la única amenaza del fracking es
no seguir la senda de Estados Unidos”, el ministro Soria afirmaba que “la
técnica de fracking para extraer gas no convencional ha creado
cinco millones de empleos en Estados Unidos”.
¡Cinco millones, ni más ni menos! ¿De dónde habrá sacado el señor
ministro esos datos?
Al ministro Soria se une también un excelente divulgador de los temas de
energía, el catedrático de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona,
Mariano Marzo, para quien
no cabe duda de que el repunte de la producción de petróleo y gas en
Estados Unidos mediante el uso de la fracturación hidráulica está impulsando la
actividad económica del país, creando una nueva industria, generando puestos de
trabajo y abaratando los precios del gas y de la electricidad. Un factor este
último que, además de un alivio para la economía
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doméstica, supone un importante
atractivo para la implantación de nuevas industrias y una mejora de la
competitividad de las ya existentes. (Marzo, 2013)
¿Alivio para las economías domésticas? ¿Mejora de la competitividad?
Uno, habitual seguidor de los artículos del profesor Marzo, discrepa porque las
cosas no parecen ir por ahí. Tal como se ha demostrado, todos los posibles
indicadores muestran que la producción del gas de lutitas en Europa, aun si
fuese económicamente viable, sería extremadamente costoso y su desarrollo sería
muy lento. No se espera que el gas de lutitas europeo pueda llegar a tener un
efecto tangible en los precios de gas doméstico o para empresas (Grantham
Institute, 2013). Incluso en Estados Unidos, donde los precios al contado
cayeron un 70 %, eso solo se ha traducido en un 10 % de reducción del precio
del gas para viviendas (Plumer, 2013).
Dejemos de lado que el precio del gas de lutitas en Estados Unidos es
fruto de una burbuja que no tardará en estallar, y obviemos también que, de ser
ciertos los “sensacionales” (para Lacalle) 76 000 millones, serían una cifra
ridícula (0,5 %) comparada con los más de 15 billones de dólares del PIB
estadounidense de 2012 y, de aplicarla al PIB español, representaría un
incremento del PIB de 5000 millones de euros. Vayamos a los datos reales, que
son muy diferentes a los proclamados por el lobby petrolero y
de gas American Petroleum Institute (API, 2011) de donde proceden, con las
desviaciones propias del “boca a boca”, los párrafos que acabo de citar.
El impacto positivo en el crecimiento económico, tal como proclama el
API, parece ser mucho más bajo en la realidad: la industria entera ha
contribuido solamente en un 0,6 % en el crecimiento económico desde 2009. El
analista de Capital Economics Paul Dales afirmaba que
el auge del petróleo y el gas ha proporcionado solo un impulso económico
modesto a la economía de Estados Unidos en los últimos años: desde junio de
2009 el volumen de extracción de petróleo y gas convencional y no convencional
ha aumentado en un 24 %. Durante el mismo período, la producción de maquinaria
para la minería ha aumentado en un 47 %, y la producción de servicios de apoyo
a la minería, que incluye la perforación de petróleo y gas, ha subido un 58 %
[…]. Pero ese aumento explica solo una pequeña parte de la recuperación
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económica estadounidense. Es cierto
que es responsable de una quinta parte del aumento del 18,3 % en la producción
industrial total. Dado que la cuenta de los sectores relacionados con el
petróleo y el gas solo representan el 2,5 % del PIB, la industria del petróleo
y el gas han contribuido en solo 0,6 puntos porcentuales a la subida del 7,6 %
del PIB estadounidense (Plumer, 2013).
Esto explica también los hallazgos de un estudio que demuestra que
el boom del gas de lutitas no ha hecho más competitivas las
industrias norteamericanas. El estudio realizado por el Servicio de
Estudios del Banco alemán KFW compara la competitividad de los sectores
industriales alemán y estadounidense en los últimos 10 años, exactamente en el
momento en que despegó el boom del gas de lutitas, y no
encuentra ninguna ventaja competitiva provocada por los bajos precios de la
energía para el sector de la manufactura estadounidense. Los autores explican
este hecho por la insignificante contribución de los precios de la energía en
los costes globales de la industria (2 %) y argumentan que, incluso a largo
plazo, el fracking no aportará ventajas competitivas a la
economía norteamericana. Por el contrario, el estudio indica que los precios
energéticos bajos reducen los incentivos para la eficiencia energética en el
sector industrial, poniendo en peligro su competitividad a largo plazo (Rehbock
y Kolbe, 2013).
Y ahora vayamos al asunto del empleo, donde la realidad también se
impone. Aunque los impulsores de la industria petrolera y gasística, como
Daniel Yergin, citan a menudo los empleos como uno de los principales
beneficios del fracking para el conjunto de Estados Unidos, la
creación de empleo real se ha sobredimensionado. Los estudios financiados por
la industria incluyen a veces profesiones como strippers y
prostitutas en los totales de nuevos puestos de trabajo creados (Rogers,
2013b). Los empleos reales de toda la industria del petróleo y el gas en
Estados Unidos representan menos de una vigésima parte del 1 % del total del
mercado laboral de Estados Unidos desde 2003, según la Oficina de Estadísticas
Laborales de Estados Unidos, y cuando esos puestos de trabajo están
relacionados con el fracking desaparecen rápidamente en cuanto
se terminan las perforaciones y la producción disminuye (Heinberg, 2013).
Como el presidente Rajoy en España y el primer ministro Cameron en Gran
Bretaña, el gobernador Andrew Cuomo está decidido a impulsar la
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perforación generalizada del fracking de
gas de lutitas en Nueva York. Para hacerlo, la Administración del Estado está
preparando una normativa reglamentaria fundada en un estudio de impacto
ambiental que incluye un análisis del impacto socioeconómico a escala estatal,
con proyecciones de empleo y de ingresos para varios escenarios de desarrollo
de gas de lutitas. El análisis detallado del impacto socioeconómico previsto en
ese estudio pone de manifiesto que tiene más de ficción que de realidad.
Las previsiones gubernamentales llegan a la conclusión de que un
escenario de desarrollo “medio” del gas de lutitas crearía 53 969 nuevos
puestos de trabajo, pero solo en la letra pequeña de una nota a pie de página
perdida entre una maraña de datos puede leerse que esta proyección es a 30
años. Por otra parte, el análisis de Food & Water Watch encontró que:
1. Muchos de esos hipotéticos puestos de trabajo
serían ocupados por trabajadores de fuera del Estado o trabajadores con
experiencia en la industria del gas de lutitas que se trasladarían a Nueva York
de forma permanente mientras durara la explotación de los pozos.
2. En ese escenario “medio”, los analistas del
gobernador Cuomo asumen un rápido ritmo de perforación y fracking que
se traduciría en la perforación de más de 20 000 pozos en tan solo tres
condados del Estado.
3. El análisis no tiene en cuenta los impactos
negativos que el fracking tendría sobre el empleo en otros
sectores, como el turismo y la agricultura.
4. Los analistas gubernamentales dan por supuesto que
los pozos producirán durante 30 años, lo que no se ajusta en absoluto a la
experiencia contrastada.
5. Los mismos técnicos gubernamentales aplican
erróneamente un multiplicador económico para calcular el efecto creador de
empleo de la industria del gas.
Los análisis de Food & Water Watch estiman que en el primer año del
escenario de desarrollo “medio” del gas de lutitas, los actuales residentes de
Nueva York podrían esperar solamente 195 nuevos puestos de trabajo de la
industria del petróleo y gas. El crecimiento del número de empleos para
residentes locales continuaría hasta los 600 puestos de trabajo en el décimo
año de desarrollo, y después de ese año no habría ni un solo puesto de trabajo
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más para los residentes en el Estado.
Es decir, se perforarían 20 000 pozos para crear como máximo 600 puestos de
trabajo, que se perderían tan pronto como los pozos dejaran de producir en un
horizonte inferior a una década.
Para ponerlo en perspectiva, según la Oficina de Estadísticas Laborales
de Estados Unidos, en agosto de 2011 había 755 892 neoyorquinos desempleados y,
por tanto, el impacto de los 195 nuevos empleos creados por e l fracking sería
alrededor de la cuadragésima parte del 1 % (es decir, 0,026 %). Tales
beneficios económicos en términos de empleo no justifican los gastos públicos a
corto y largo plazo que acompañarían a la perforación y fracturamiento
hidráulico del gas de lutitas. Al estado de Nueva York le resultaría
infinitamente más barato colocar esos desempleados en otros puestos laborales
de la Administración estatal.
Todas las regiones de Estados Unidos donde hay explotaciones de lutitas
encierran la misma historia. El desarrollo económico no se alcanza jamás. Por
el contrario, la degradación ambiental y los costes colaterales que deben
sufragar los contribuyentes son tan reales como la vida misma.
La burbuja que viene
Con la irrupción de las lutitas, el panorama energético mundial parecía
haber cambiado. Y como todo el mundo tenía piedras en las que hurgar, quien más
y quien menos se puso manos a la obra con el nuevo “Plan Marshall”, que ahora
era el “Plan Fracking”. España, cuya factura energética* en términos de
importación anual de combustibles fósiles representa unos cuatro puntos del
PIB, no podía ser menos. Inmersa en una crisis general y en una interminable
crisis del carbón, con los ingenieros de minas cruzados de brazos y el
desempleo como principal preocupación nacional, el país inició un camino hacia
ninguna parte similar al que en la década de 1940 había emprendido el INI a
instancias de un ingeniero llamado Carlos E. Montañés (Montañés, 1939), y había
continuado, también desde las decadentes cuencas mineras asturianas, el
profesor Pertierra, como hemos visto en el capítulo 4.
Sin tener en cuenta las condiciones geológicas más complejas, la mayor
densidad de población y la falta de experiencia e infraestructura para la
perforación que se concitan en el caso europeo, los partidarios en Europa del
gas de lutitas proclamaron el boom estadounidense como el
comienzo de una historia fantástica que había que repetir en el Viejo
Continente. Si se dejaba
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desembarcar a la industria americana
con sus lutitas y su fracking bajo el brazo, el de Normandía
sería un episodio menor en la historia europea.
Sin que nadie se molestara en comprobarlo, lo de la independencia
energética y los 100 años de gas, convertidos ya en una letanía que repetían
directivos, ejecutivos, propagandistas, publicistas, periodistas y políticos,
cruzó el charco y apareció entre nosotros y los medios comenzaron a suministrar
“información”. Selecciono a continuación algunas perlas recientes tomadas de
artículos de prensa; he elegido unas cuantas, pero cualquiera que se moleste
podrá encontrar una sarta de perlas semejantes, que repiten incansablemente los
mismos argumentos y las mismas o parecidas cifras.
El 27 de marzo de 2013, Pedro Antonio Merino García, director de
Estudios y de Análisis del Entorno de Repsol, publicó un artículo titulado “La
revolución del fracking” donde hacía una apología del fracking y
no ahorraba los términos elogiosos que cualquiera puede leer en la propaganda
de Halliburton, Chesapeake Energy o cualquier otra compañía petrolera:
La futura producción de gas y petróleo no convencionales podría permitir
a Estados Unidos ser en 13 años energéticamente independiente […]. A partir de
2025 Estados Unidos podría no necesitar importar petróleo […], estamos ante
toda una revolución energética de consecuencias no solo económicas, sino
también geoestratégicas […]. El cambio ha sido posible por una revolución
tecnológica comúnmente conocida como fracking.
A lo largo de este libro, y en particular en el capítulo 5, creo haber
ofrecido suficientes argumentos y datos como para desmentir estas afirmaciones.
A continuación, Merino García se metía en cuestiones de alta política
internacional que le venían al pelo para seguir agitando la carraca:
La revolución en marcha tiene repercusiones geopolíticas relevantes.
Indudablemente supone que EE. UU. disminuye su dependencia estratégica de
Oriente Próximo, si bien durante muchos años estará sometido al precio
internacional. Lo que es necesario destacar es que China y Europa en su
conjunto serán los que dependerán estratégicamente del suministro del norte de
África y de Oriente Próximo.
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O, lo que es lo mismo, Estados Unidos
iba a desligarse de los problemas energéticos y de sus ataduras con los árabes
para dejarle el muerto a los europeos y los chinos. Esta es la opinión de
Merino García, cuya compañía se gasta un capital anunciándose en ese periódico
y que utiliza sus páginas para escribir la clase de artículos que alguien
espera de Repsol, que hace años unió su suerte a los majors petrolíferos
estadounidenses.
Veamos ahora la opinión de quien la Asociación Española de Exploradores
y Productores de Hidrocarburos (ACIEP) piensa que “es una de las voces más
autorizadas para hablar sobre la exploración de gas pizarra o shale gas en
España”, que no es otro que Luis Serrano, un licenciado en Derecho,
director general de la multinacional química belga Solvay para España y
Portugal y presidente de la Federación Empresarial de la Industria Química
Española (FEIQUE); el máximo representante de un sector compuesto por más de
3300 empresas que generan el 11 % del PIB y dan empleo a más de 500 000
personas. Una opinión cualificada la suya, sin duda.
Cuando Luis Serrano era entrevistado por un reportero anónimo para el
noticiero de dicha asociación (Aciep, 2013b), recibía una pregunta
sospechosamente certera viniendo de donde venía:
¿Qué beneficios puede aportar la industria del gas pizarra a nuestro
país? ¿Es cierto que puede generar empleo a la vez que influir en los costes
económicos de la energía?
La verdad es que, cuando esperaba quedar abrumado por los datos de un
más que cualificado representante de la patronal química, uno se queda
estupefacto al comprobar que el señor Serrano habla de oídas, pero se ajusta al
guión:
Sobre la cuestión de si crea empleo esta actividad, evidentemente sí.
El shale gas es muy importante porque ya es una realidad en
Estados Unidos. Hablan de una creación de empleo de más de 600 000 puestos de
trabajo en Estados Unidos por esta industria en los últimos años. Hablan de un
abaratamiento de los costes energéticos, hablan de un abaratamiento enorme de
las materias primas que se derivan del gas. En España sería el mismo proceso,
es decir, generaríamos empleo, abarataríamos el coste de la energía y
generaríamos materias primas a un coste muy competitivo.
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Una ventaja añadida a lo que hemos
dicho sería el apoyo que daríamos para la recreación del tejido industrial. En
España ha habido mucho tejido industrial, pero ha bajado el peso relativo de la
industria. Estamos hablando de un factor, el shale gas, que podría
ayudar a desarrollar la industria en España. Esto es necesario, los
países que están saliendo antes de la crisis son los que tienen una mayor
plataforma industrial, y lo que tenemos que hacer es desarrollar la industria a
partir de lo que tenemos, y de lo que puede venir. El shale gas ayudaría,
sin duda, a mejorar la infraestructura industrial y a crear nuevas actividades.
Esto sería muy importante, por primera vez tendríamos una materia prima
energética y un gas disponible en España que hasta ahora no teníamos, y lo que
estamos necesitando son buenas noticias.
Antes de despedirse de su entrevistador, el señor Serrano nos arenga:
“El shale gas es un tren que llevaría al progreso, al
desarrollo de España. Lo necesitamos. No deberíamos perder este
tren”.
De otras voces más independientes se esperan otros argumentos, por
ejemplo los fundamentados en las relaciones internacionales, especialidad del
señor Solana, antiguo mister PESC, es decir, alto representante de
la Unión Europea para Asuntos Exteriores y Política de Seguridad. No pongo en
duda que el señor Solana tenga en la cabeza la geopolítica internacional, pero
espero que las fuentes de sus análisis geoestratégicos sean más originales que
los que expuso en un recientísimo artículo titulado —cómo no— “La revolución de
la energía” (Solana, 2013):
El siglo XXI será global y se definirá por la interdependencia
económica. Por ello, la revolución de los hidrocarburos no convencionales —que
ha provocado un auténtico terremoto— tendrá consecuencias a escala mundial. Ya
se empiezan, de hecho, a sentir. Con la explotación del fracking, y
en solo cinco años, la producción estadounidense de petróleo ha crecido un
30 %; y la de gas, un 25 %. El año pasado, el gas de esquisto representó el 34
% de toda la producción de gas en Estados Unidos. La Administración de
Información Energética
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americana (EIA, en sus siglas en
inglés) prevé que represente la mitad del total de gas en 2040.
Estados Unidos va camino de la autosuficiencia energética y está ya
sacando partido de los beneficios económicos que ello conlleva. La explotación
del gas y petróleo no convencional generó 2,1 millones de puestos de trabajo y
74 000 millones de dólares para las arcas del Estado en 2012 […].
La revolución de los hidrocarburos no convencionales, que empezó en
EE. UU, está provocando grandes cambios en todo el mundo.
Incorporar el gas de esquisto al mix energético mundial podría suponer un
puente hacia un futuro bajo en carbono.
Son los mismos argumentos cebados con los datos por el lobby petrolero
y gasístico estadounidense API, de los que me ocupé más atrás, y a ellos me
remito en lo fundamental. El lector puede tomarse la molestia de repasar los
datos de productividad de los pozos de gas y petróleo de lutitas que ofrecí en
las tablas 1 a 4 (págs. 203, 208, 215 y 220) y comprobar que los porcentajes
que menciona Solana no se ajustan a la realidad y, si lo fueran, no se
mantendrán a corto y medio plazo. Con datos en la mano vemos que eso de la
“autosuficiencia energética” tiene mucho de camelo.
Que el gas de lutitas podría jugar un papel importante en la
modificación del mapa geopolítico mundial es una idea que se viene escuchando
desde que las lutitas se pusieron de moda. En una especie de recreación
energética de la Guerra Fría, Rusia y Oriente Medio perderían poder, que
pasaría a manos de Estados Unidos, China y otros países con grandes reservas.
Realmente tal cambio está por verse, dado que se desconoce cuáles son las
reservas reales de gas. En cualquier caso, con las reservas probadas en la mano
y los espectaculares datos de declive de los pozos de lutitas, el boom estadounidense
es una burbuja que ya ha sobrepasado su ecuador.
Solana se ocupa también del asunto de los precios del gas en Estados
Unidos y hace una trasposición automática al caso europeo. No es el único. Por
ejemplo, Ángel Cámara (2013b) afirma lo siguiente:
Tomando como ejemplo Estados Unidos, nos encontraríamos con dos
indicadores económicos importantes: el gas no convencional ha modificado
radicalmente la política de
abastecimiento, presentando un horizonte de
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autoabastecimiento a corto plazo y su
precio ha pasado de ser prácticamente equivalente al de Europa en 2007 a casi
estar dividido por tres en la actualidad (4 U$/KMbtu en Estados Unidos frente a
algo más de 10 en Europa). A estos claros beneficios sociales y económicos se
antepone la alta contestación social que ve con preocupación la posible
incidencia ambiental que la técnica del fracking puede
representar.
Autoabastecimiento y precios otra vez: el mensaje de la API. Los
articulistas no entran a valorar si los precios del gas de lutitas, en relación
con el coste de extracción (mayores si han de implementarse las medidas de
seguridad ambiental reclamadas en Europa) y de trasporte, van a resultar
competitivos, lo que parece muy difícil si a los costes de extracción se le
suman los de trasformar el gas en líquido para poder trasportarlo o, en su
defecto, los de levantar nuevas infraestructuras y gasoductos. Como ha señalado
un trabajo de investigación del Grantham Institute (2013), todos los
indicadores señalan que el fenómeno de la caída de los precios del gas
estadounidense será irrepetible en Europa.
La importación de bienes energéticos equivale al 3,2 % del PIB de la UE,
más de cuatro veces el total del déficit comercial. Hogares e industrias se ven
lastrados por una factura energética dependiente, sobre todo, de los precios de
los combustibles fósiles. Un coste que no ayuda en absoluto a resolver los
problemas de déficit ni a generar crecimiento. Pero sería un gran error pensar
que este puede ser el gran vector de cambio energético en Europa. Las
prospecciones iniciales señalan que la geología es distinta, encareciendo el
producto. La propiedad del suelo y la densidad demográfica también difieren,
haciendo la aceptabilidad social más difícil. Los retos energéticos europeos no
serán resueltos gracias a este combustible, incluso aunque pueda ayudar potencialmente
a países como Polonia, altamente dependiente del carbón y del gas ruso. Las
estimaciones más optimistas indican que el potencial doméstico podría llegar a
cubrir entre el 6 % y el 10 % de la demanda de gas (Tubiana et al.,
2014).
Sobre los efectos miríficos de las lutitas en la competitividad
empresarial, y del fracking en la creación de empleo, el PIB
estadounidense y los costes en infraestructuras me he ocupado en el apartado
anterior. La imagen del terremoto dada por Solana es poco afortunada, habida
cuenta de los seísmos
Página 288
inducidos por el fracking y
otras actividades similares (véanse las “Notas finales” y Peinado, 2014); y
acerca de los “beneficiosos” efectos de quemar gas natural como “puente hacia
un futuro bajo en carbono”, remito a las notas finales Gas verde y
Potencial de calentamiento global. En términos generales, lo dicho por
Solana parece un extracto de los fantasiosos relatos de Maugeri, McClendon,
Yergin y “Chuletón” Pickens agitados en la coctelera del API.
Por lo demás, el análisis de Solana (cuestiones geopolíticas aparte) es
el perfecto ejemplo del economicismo como remedio único para afrontar el
problema energético, olvidándose del verdadero problema, que no es económico
sino energético. El señor Solana, catedrático de Física en su juventud, haría
bien en estudiar más a fondo las cuestiones relacionadas con la TRE, con la
tasa de suministro, con desafiar los principios de la termodinámica y con las
consecuencias que para todos, incluidos los economistas, tendrá seguir
expulsando a la atmósfera gases de efecto invernadero.
Acudamos ahora al oráculo académico y veremos que, con algunos matices,
los discursos de Maugeri, McClendon y Yergin, revueltos en el almirez del API,
no han caído en saco roto. En un artículo titulado “El fracking y
el trilema energético” (Marzo, 2013), el articulista, después
de amonestar desde el primer párrafo a los disidentes a los que no
les gusta el fracking, afirma lo siguiente:
La técnica de la fractura hidráulica ha suscitado una viva polémica que,
desde una perspectiva desapasionada y estrictamente científica, revela mucha
más opinión y convicción que conocimiento y espíritu crítico. Algo que no
resulta sorprendente en una sociedad que vive inmersa en un proceso acelerado
de trivialización y simplificación de los temas complejos, como es el caso de
la sostenibilidad energética.
Por amonestados nos damos y, deseosos de escudriñar en los temas
complejos que escapan a nuestro discernimiento, seguimos leyendo para conocer
los elaborados y nada triviales argumentos científicos del profesor Marzo. Pero
hete aquí que no hay argumentos, sino más madera propagandista y un cuarto a
espadas a favor del fracking:
El repunte de la producción de petróleo y gas en Estados Unidos,
impulsado por la tecnología de la fracturación
Página 289
hidráulica, está en vías de redibujar
el mapa energético global
[…]. La Agencia [la AIE] prevé que
Estados Unidos se convierta hacia 2020 en el mayor productor mundial de
petróleo, desplazando temporalmente, hasta mediados de la década de los veinte,
a Arabia Saudí. Esto, unido a los efectos de las nuevas medidas de eficiencia
energética previstas para el sector del trasporte, comportaría una caída
continuada de las importaciones de petróleo, hasta el punto que hacia 2030
Norteamérica se habría convertido en una región exportadora neta de este
hidrocarburo.
Con datos en la mano argumenté en el capítulo 4 que el misterioso
desplazamiento que ha de encumbrar a Estados Unidos por encima de Arabia Saudí
no resiste un análisis medianamente serio, sobre todo si tenemos en cuenta que
el tan cacareado boom del petróleo de lutitas no impide que
Estados Unidos sea el segundo país importador de petróleo del mundo, después de
China. Y por si no había quedado claro con el petróleo, que según el
articulista convertirá a Estados Unidos en exportador, una misión imposible que
cualquiera provisto de un ábaco podría desmontar, ahora viene la apoteosis del
gas natural obtenido de las lutitas vía fracking. Resulta que
hasta la fecha se han perforado un millón largo de pozos en Estados
Unidos utilizando dicha técnica.
Una cifra que no se sostiene en nada, porque quienes están analizando
los pozos en base a los censos oficiales y con más rigor los reducían en 2012 a
14 871 en el caso del gas de lutitas (Hughes, 2013a) y a algo más de 60 000
para el conjunto de petróleo y gas (Heinberg, 2013; USGS, 2012). Pero
prosigamos:
Gracias a la técnica del fracking, Estados Unidos será
pronto autosuficiente en petróleo y gas. Las previsiones de la AIE son que en
el año 2035 algo más de la mitad de la producción de gas en Estados Unidos se
obtenga mediante la aplicación de técnicas de fracturación hidráulica. Esto haría
que el país, que en 2010 importaba cerca de un 10 % de su consumo, pudiera
transformarse a medio plazo en un exportador neto.
Página 290
Yergin no lo hubiera explicado mejor.
Nos queda perfectamente claro. Solana lo tenía también muy claro. Tan claro
como lo tenían en Polonia, un país dependiente de los suministros energéticos
rusos, que se convirtió en el principal adalid europeo del fracking.
Las autoridades polacas estaban entusiasmadas por las grandes expectativas
generadas respecto a sus reservas de gas: 5,3 billones de m3 según
la US EIA (2011b), que podrían llevar a Polonia a la independencia del gas ruso
y a transformarse en país exportador. El consenso político era amplio y,
aparentemente, la opinión pública mayoritaria parecía estar en la misma onda,
siempre que no se pidiera la de los habitantes de las zonas afectadas. Fuera de
sus fronteras se señalaba a Polonia como el país europeo más prometedor y el
referente a tener en cuenta, lo que lo convirtió en el campo experimental del
Viejo Continente.
La primera concesión para la exploración de gas no convencional se
otorgó en 2008. En 2010, el Gobierno polaco firmó un acuerdo con Washington y
se sumó a la Global Shale Gas Initiative, un proyecto auspiciado por Estados
Unidos. Entre 2010 y 2012 se otorgaron más de 100 licencias de investigación,
que cubren la mayor parte de las zonas potencialmente ricas en gas. Gran número
de empresas norteamericanas se hicieron con estos permisos, entre ellas
Chevron, Exxon Mobil, ConocoPhillips o BNK Petroleum, y también las empresas
polacas Orlen, Petrolinvest, Lotos y PGNiG.
Entre tanto, comenzaron a llegar malas noticias. La cifra inicial de 5,3
billones de m3 que la EIA norteamericana había previsto bajo
suelo polaco tuvo que ser rebajada a la décima parte después de la publicación
de nuevos cálculos del Instituto Geológico Polaco y del Servicio Geológico de
los Estados Unidos (National Gas Europe, 2013). Tampoco ayudó a poner a favor a
la opinión pública, cada vez más escamada, el descubrimiento en enero de 2012
de una trama de corrupción que llevó a la detención de siete personas, acusadas
de ofrecer o aceptar sobornos en relación con la concesión de licencias para la
investigación de lutitas en suelo polaco. Entre los acusados estaban el jefe
del Departamento de Geología del Ministerio de Medioambiente de Polonia,
funcionarios y directores de empresas vinculadas a Petrolinvest (The
Economist, 2012).
Lo peor estaba por venir. Después de haber sacado su tajada en acciones
y venta y alquiler de maquinaria, Exxon Mobil, Talisman Energy y Marathón Oil
anunciaron que se retiraban de Polonia invocando como causas reales lo que
muchos expertos independientes habían previsto: las modestas
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dimensiones de la reserva, las
dificultades geológicas, las decepcionantes exploraciones y la escasez de
infraestructuras. Otras compañías, incluidas la polaca PGNiG y el gigante
estadounidense ConocoPhillips, decidieron también abandonar algunas regiones a
causa de las difíciles condiciones geológicas (Flues et al.,
2013a). Algunos accionistas de empresas como PGNiG, también de control estatal,
se han quejado de que el Gobierno polaco parece haber antepuesto “el deseo
político a la comprensión del negocio” (BBC, 2013).
Donde pone “deseo político” añada lo que mejor le cuadre y tendrá
completo el panorama. En un intento por cortar la sangría de compañías
extranjeras que habían abandonado, el Gobierno polaco decidió en 2013 tirar por
la calle de en medio y modificar a las bravas su legislación ambiental. Desde
el 1 de enero de 2014 los pozos exploratorios de menos de 5000 metros de
profundidad ya no requieren de evaluación de impacto ambiental (EIA). Es decir,
carta blanca para todos los pozos de fracking.
En Hungría, las perforaciones exploratorias han dado unos resultados tan
malos que varias grandes empresas han decidido detener sus actividades por
completo. ExxonMobil paró las perforaciones de prueba en 2010 después de que
los resultados no indicaran la existencia de reservas sustanciales. Un intento
conjunto entre MOL (parcialmente estatal) y Falcon Oil & Gas fue
interrumpido porque los resultados de las perforaciones estaban “por debajo de
las expectativas” (Flues et al., 2013a).
En España, donde la industria había pronosticado cifras tan infladas
como en Polonia o Hungría, suena la misma música, a pesar de que el Gobierno de
Estados Unidos calcula que el volumen de gas no convencional en el subsuelo
español apenas equivale a una octava parte de las cantidades ofrecidas por la
industria exploradora nacional, al tiempo que solo encuentra potencial en los
recursos de la cuenca vasco-cantábrica, y no en las ocho cuencas identificadas
alegremente por alguna consultora contratada por las empresas.
Según un informe sobre reservas de gas de lutitas en el mundo (ARI,
2013), la Agencia de Información Energética de Estados Unidos concluyó que en
España hay, como mucho, ocho Bpc de reservas técnicamente recuperables de gas
no convencional, lo que equivale a 226 KMmc. Todavía parece mucho, pero ese
volumen es la octava parte de los 1976 KMmc de gas de lutitas recuperables
anunciados en marzo por Aciep, asociación que anunció, basándose en un informe
de la consultora Gessal, que España podría ser una
Página 292
“Dakota del Norte” (IAGUA, 2013),
comparación que no resiste el más mínimo análisis, como argumentaré más
adelante.
Cuando el informe de ARI salió a la luz pública, Enrique Hernández,
director de Gessal, salió al paso para descalificarlo. Gracias a las
declaraciones del señor Hernández pudimos conocer lo de siempre: que Gessal
había utilizado estimaciones de los recursos como método de evaluación (Europa
Press, 2013):
De hecho, Hernández destaca un “error” en el trabajo para el Gobierno
americano, consistente en hablar de reservas, cuando para que existan reservas
es necesario haber realizado anteriormente prospecciones, lo que en España no
se ha hecho todavía porque “no existe ningún sondeo”. Este error metodológico,
señala, puede ser fruto de un fallo de traducción por parte de ARI al manejar
la información publicada en España y contrasta con la metodología del informe
para la asociación española de exploradores y productores, Aciep, “más fiable
en todos los sentidos”. El trabajo de Aciep no parte de reservas sino de los
recursos prospectivos.
Lo de siempre: la confusión inconsciente (siendo benévolos) o deliberada
(siendo malévolos, ¡Dios nos libre!) entre reservas y recursos de la que me
ocupé en el capítulo 3. Sea como fuera, los 1976 KMmc de recursos de gas de
lutitas (putativos, por supuesto, dado que el señor Hernández reconoce que no
hay sondeos) subieron a los altares de los interesados, quienes se pusieron
rápidamente a echar las cuentas de la lechera. Puesto que en España había 1976
KMmc de gas de lutitas (milagrosamente convertidos en reservas), y nuestro país
consume cada año 34 KMmc, teníamos gas para 70 años. Bueno, para 70, no, ¡para
más, al menos para tantos años como Estados Unidos! (Spain Green Building
Council, 2013):
En España, al igual que en EE. UU., tenemos reservas de gas natural de
esquistos (fracking) para los próximos 100 años y más. Energía
abundante, barata y medioambientalmente beneficiosa que nos dará
autoabastecimiento y la independencia energética. Incrementará la productividad
de la industria y los servicios de la nación, incrementará el empleo y hará
nacer una nueva industria y muchos desarrollos de todo tipo.
Página 293
Algunos fueron algo más prudentes en
las cifras, pero igualmente atrevidos a la hora de formular hipótesis sin base
alguna. Haciéndose eco de un informe presentado por el Consejo Superior de
Colegios de Ingenieros de Minas (Cámara y Pendás, 2013), que abogaba a favor
del fracking, la redactora de Medioambiente de El País afirmaba
(Viúdez, 2013) lo siguiente:
España tiene recursos de gas no convencional para 39 años de consumo,
pero esa energía solo se puede obtener mediante el fracking,
técnica que consiste en realizar fracturas entre 2000 y 6000 metros
de profundidad inyectando en la roca agua a alta presión y un pequeño
porcentaje de arena y otros fluidos. El Consejo Superior de Ingenieros de Minas
ha presentado un informe sobre las potencialidades de esta nueva fuente de
energía en España y los riesgos y beneficios de la fracturación hidráulica. Los
ingenieros de minas han llegado a la conclusión de que se trata de una técnica
segura si se cumplen todos los requisitos de seguridad, y apuestan por la
explotación de estos hidrocarburos para acabar con la dependencia energética y
crear empleos y riqueza. “Si no se aprovecha será una oportunidad perdida para
sumarnos al carro de las nuevas tecnologías”, opina el catedrático Ángel
Cámara, uno de los coautores del informe.
Se trata de una técnica segura… si se cumplen todos los requisitos de
seguridad. ¡Acabáramos! Por lo demás, que los ingenieros de minas quieran que
haya más explotaciones de minas es lógico y hasta profesionalmente loable. Por
si no había quedado claro, el propio señor Cámara, decano de los ingenieros de
minas en el centro de España, lo ratificaba en una tribuna del mismo diario
(Cámara, 2013a) y, con idénticas palabras, en un artículo más extenso (Cámara,
2013b), del que parece haberse extractado el anterior:
Tras reflexivos debates técnicos, sin juicios a priori, inspirados por
el rigor y el conocimiento, los expertos y partes integrantes del grupo de
trabajo sobre la fracturación hidráulica del Consejo Superior de Colegios de
Ingenieros de Minas hemos concluido que, con la tecnología y los controles
adecuados, la industria de la extracción del gas no convencional tiene un
riesgo similar a cualquier otra industria extractiva o
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trasformadora. Los proyectos en
marcha representan una oportunidad para explorar nuestro territorio y,
eventualmente, confirmar las estimaciones de recursos, que hoy día situamos en
torno a los 39 años del actual consumo en España.
Como no podía ser menos, los trece “expertos y partes integrantes” del
grupo de trabajo son ingenieros de minas, salvo la única mujer del grupo, una
ingeniera industrial que presta sus servicios profesionales en una empresa
dedicada a la limpieza urbana y a la gestión de residuos.
Cuando se ocupa de los años estimados de consumo de los que puede gozar
España (en el más que improbable caso de que explotemos las lutitas vía fracking),
que son 39 según Viúdez o 40 según Cámara (2013b), aunque ninguna de ambas
cifras aparezcan por ninguna parte en el informe, nos quedamos sin saber cómo
han cuadrado los expertos la estimación, un arcano cuyos fundamentos solo
parece conocer el profesor Cámara, eso sí, “tras reflexivos debates técnicos,
sin juicios a priori, inspirados por el rigor y el conocimiento”.
Lástima que esa cifra sea exactamente la que maneja la plataforma (léase lobby)
Shale Gas España, que aglutina a las empresas impulsoras del fracking en
España, entre las que destacan las estadounidenses BNK Petroleum y Heyco.
Pero parémonos a pensar un poco. Cuando el informe de ARI (2013)
adjudicaba a España los citados 8 Bpc de reservas técnicamente recuperables,
hacía lo propio con el resto de los países europeos, entre otros con Polonia, a
la que adjudicaba 148 Bpc. Si tenemos en cuenta que los polacos han arrojado la
toalla de la explotación del fracking a pesar de que les
habían adjudicado más de 18 veces nuestras reservas técnicamente recuperables,
¿qué puede esperarse del caso español?
Hurguemos un poco más en la herida de los 39 años de “recursos
estimados” no se sabe cómo. Comulguemos con esa rueda de molino y, como Groucho
Marx, añadamos dos huevos fritos. Asumamos, pues, los cálculos más delirantes:
que en España hay 1976 KMmc de gas de lutitas, lo suficiente para 70 años.
Como traté de explicar en el capítulo 5, la eficiencia de recuperación
de los campos de gas de lutitas es mucho más baja que la declarada por la
industria y la US EIA. Los datos muestran que, en realidad, solo un 6,5 % de
los recursos pueden ser recuperados (Flues et al., 2013b), la mitad
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aproximadamente del 13 % utilizado a
menudo por las empresas y por la siempre optimista AIE en sus predicciones de
reservas de gas de lutitas.
Tengamos en cuenta que nuestro país consume cada año 34 KMmc;
supongamos, lo que es mucho suponer, que ese consumo no aumenta en los próximos
años y apliquemos los porcentajes de rendimiento. Con los porcentajes de
recuperación siempre optimistas de la industria (13 %), los 1976 KMmc de gas
de lutitas que supuestamente yacen bajo nuestros confiados pies se convierten
en 256, los cuales, mire usted por dónde, coinciden bastante con los que
indicaba el “poco fiable” informe de ARI. Divida usted por nuestro consumo
anual y le saldrá que, en el mejor de los casos, tendríamos gas para siete años
y medio.
Si ahora nos dejamos de los cantos de sirena de la industria, y se
aplica lo que la experiencia estadounidense ha demostrado, la recuperación
queda en un 6,5 %, por lo que tendríamos gas para 40 meses. Y si tenemos en
cuenta que por cada cuatro barriles de gas de lutitas producido se consume uno,
concluiremos que la producción de 10 meses se irá para conseguir el consumo de
30, en el mejor de los escenarios. Aplicando cuentas tan sencillas como esa,
Cataluña puso en septiembre de 2013 un poco de sensatez en el tema: la
Generalitat decidió que la tierra catalana no será tierra de fracking porque
no le salen las cuentas. El informe que utilizó el Gobierno catalán para
negarse a dar licencias de explotación es tajante en este sentido. Según los
cálculos geológicos del informe, la fractura hidráulica apenas permitiría
aflorar el equivalente a 0,7 años de consumo de gas natural en esa comunidad.
Otros cálculos, derivados del citado estudio de Aciep y la consultora
especializada Gessal, elevaban esa expectativa de producción al consumo de
siete años. Pero el informe de la Generalitat matiza esos datos, al tener en
cuenta la energía necesaria para extraer el potencial gas del subsuelo. Ante
tal horizonte, al menos con las actuales técnicas de extracción, el Ejecutivo
catalán optó por dar carpetazo a las peticiones para evitar sus “costes
sociales”. Ni su impacto ambiental ni los costes para mitigarlo lo harían
rentable. Tampoco el desgaste de enfrentarse a las plataformas ecologistas, que
ya habían mostrado su oposición radical.
El informe estimaba que para que una explotación de gas de lutitas sea
económicamente rentable debe estar a una profundidad de entre 1000 y 4000
metros de profundidad y extenderse en una superficie de miles de kilómetros.
Además, debe tener un contenido de materia orgánica de, como mínimo, un 2 %.
El documento de trabajo concluye que “formaciones de estas
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características no se encuentran en
Cataluña”, por lo que descarta que la obtención de combustible mediante fracking deba
tenerse en cuenta en la planificación energética de la Generalitat.
Hay dos condicionantes que impiden la rentabilidad del fracking en
Cataluña. El principal es la falta de materia prima. Se han detectado tres
potenciales zonas de explotación (Pirineo, cuenca del Ebro y sierras
litorales), pero en todas ellas la masa de roca madre es excesivamente pequeña
para que salga rentable. El estudio se refiere a formaciones de entre 300 y 400
km2, una cifra que poco tiene que ver con las explotaciones
existentes en Estados Unidos, México y Canadá. Allí, según una comparativa que
recoge el informe elaborado por los técnicos de las consejerías de Territorio y
Empresa, las superficies explotadas nunca bajan de los 12 000 km2 y,
en un caso como el de la explotación de Marcellus —a caballo entre los estados
de Pensilvania, Nueva York, Virginia, Ohio y Maryland—, cubre 245 000 km2,
más o menos la mitad de la España peninsular.
Al problema del tamaño se suma el de la escasa eficiencia de la
extracción de gas mediante fractura hidráulica, al menos con las técnicas
actuales. El informe destaca que la extracción de gas por fracking es
mucho más intensiva en consumo energético que los yacimientos tradicionales.
Según los técnicos, debería gastarse un barril de gas para extraer cuatro. Esa
ecuación es la que provoca que las reservas extraíbles netas de gas sean tan
bajas como para situarse por debajo del consumo de un año.
Con esos datos, el Gobierno catalán consideró que “no parece tener
sentido económico la inversión de grandes presupuestos en la realización de
investigaciones más detalladas”. Una elección muy sensata, tan sensata como la
que había adoptado Francia en 2011.
Los movimientos sociales son claves para hacer cambiar de posiciones a
los gobiernos. El caso francés ejemplifica lo que digo. El interés por el gas
no convencional en Francia comenzó en 2009, año en que fueron solicitados los
primeros permisos donde se proponía la utilización de la técnica de la fractura
hidráulica. A pesar de que la tramitación de los permisos se realizó eludiendo
la participación pública, y con un cierto secretismo por parte del Gobierno de
Sarkozy, la alarma generada (debido principalmente a las noticias que llegaban
desde Estados Unidos) hizo que, en el momento en que se conoció su existencia,
comenzaran a organizarse grupos de oposición dedicados, por una parte, a
informar y, por otra, a preparar la movilización social.
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La manifestación en Villeneuve de
Berg, el 26 de febrero de 2011, convocada por el Colectivo de Ardèche o
Collectif 07 (Stop au gaz de schiste 07) fue uno de los hitos de esta
movilización. Acudieron, superando todas las expectativas, unas 18
000 personas (Cámara, 2012). Tras esta manifestación, el Gobierno francés
decidió replantearse su postura sobre la extracción de gas de lutitas, porque
hasta entonces había mantenido que no era posible revocar los derechos
otorgados a las empresas.
En julio de 2011, la Asamblea y el Senado de Francia, con Sarkozy
todavía como presidente, aprobaron la Ley 2011-835, mediante la cual se
prohibía la práctica del fracking en territorio francés. El
argumento principal fue la protección de los acuíferos. Inmediatamente, la
petrolera tejana Schuepbach anunció la presentación de un recurso de
anticonstitucionalidad.
El 11 de octubre de 2013, el Consejo Constitucional francés rechazó el
recurso presentado por Schuepbach y consideró que la ley es conforme a derecho.
El Constitucional, máximo órgano de interpretación de la Carta Magna, rechazó
los cuatro argumentos presentados por el grupo estadounidense contra la ley, a
la que consideró “conforme a la Constitución”. En su sentencia, el
Constitucional considera que el Legislativo persigue “prevenir los riesgos […]
para el medioambiente” que presenta la explotación de hidrocarburos mediante la
fragmentación de la roca por inyección de agua a presión.
Schuepbach, que había visto cómo el Gobierno anulaba los permisos de
explotación de dos yacimientos en el sur de Francia, consideraba que la ley no
garantizaba el principio de igualdad, ya que sí reconoce el uso de ese sistema
para la explotación de la energía geotérmica. Sin embargo, el Constitucional
avala esa diferencia porque “el legislador considera que no presenta el mismo
riesgo para el medioambiente”. El Constitucional concluyó que la restricción a
la investigación y la explotación de hidrocarburos (mediante fracking),
en el estado actual de conocimientos técnicos y teniendo en cuenta el principio
de precaución, no es “desproporcionada”.
A pesar de que, en el seno del Ejecutivo francés, algunas voces, como la
del ministro de Industria Arnaud Montebourg, se habían mostrado favorables a
esta técnica, la sentencia supone un espaldarazo a la decisión del presidente
François Hollande de prohibir la explotación de gas y petróleo de lutitas en
nombre del principio de precaución, dados los elevados riesgos medioambientales
que presenta. En septiembre de 2012, Hollande había declarado (Diario.es,
2013):
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En el estado actual de conocimientos,
nadie puede afirmar que la explotación de gas e hidrocarburos de lutitas por
fractura hidráulica, única técnica conocida en la actualidad, esté exenta de
riesgos importantes para la salud y el medioambiente.
A pesar de la reticencia de algunos miembros de su gabinete, Hollande,
que durante la campaña electoral que le llevó al Elíseo en 2012 prometió
prohibir el fracking, se mostró siempre firme, lo que le valió el
respaldo de los ecologistas, que sustentan su Gobierno y que cuentan, incluso,
con dos ministros.
El Ejecutivo ha anulado hasta ahora los permisos de explotación de dos
yacimientos, los de Nant y Villeneuve-de-Berg, de la petrolera Schuepbach, y
otro de Total en Montélimar, también en el sur del país. El diario económico
francés Les Echos indicó que Schuepbach estaba dispuesta a
demandar al Gobierno una indemnización de 1000 millones de euros por el rechazo
de su licencia, una información que se negó a confirmar el abogado de la
compañía.
El ministro de Ecología Philippe Martin consideró la sentencia “una
victoria jurídica, ecológica y política” del Gobierno, que “apuesta por la
transición energética hacia las energías renovables”. Para el ministro, la
decisión del tribunal constitucional convierte en “jurídicamente inatacable” la
ley de 2011, reconoce “los riesgos para el medioambiente” que representa esta
técnica, y avala la política gubernamental de reducción del consumo de
hidrocarburos para reducir un 30 % el uso de energías fósiles en el horizonte
del año 2030.
Similares argumentos fueron los empleados en la Cámara italiana el 18 de
septiembre de 2013, cuando se aprobó una resolución de la Comisión de
Medioambiente que excluía de inmediato toda actividad ligada al fracking (Parlamento
Italiano, 2013). La noticia la dio el diputado Giovanni Paglia, de Sinistra
Ecologia Libertà de Emilia-Romaña:
Esta decisión parlamentaria, además de alinear a Italia con los otros
socios europeos que, basándose en el principio de precaución, han prohibido ya
estas técnicas de extracción, y del pronunciamiento contextual del Gobierno,
que se ha expresado de un modo claro sobre la decisión de bloquear el shale
gas en Italia, no podrá si no tener efectos inmediatos sobre las
numerosas peticiones de autorización que se han sucedido en
Página 299
los últimos meses en las zonas
sísmicas de la provincia de Módena, así como en áreas de las provincias de
Rávena y Ferrara, situadas en zonas periféricas e incluso pertenecientes al
Parque Regional del Delta del Po.
Como había sucedido en Polonia, otro país del Este supeditado
energéticamente al gas ruso, Bulgaria, comenzó siendo uno de los países con
mayores expectativas generadas en torno a las posibilidades del gas no
convencional. Los acostumbrados argumentos de la independencia energética y la
generación de empleo hicieron que el Gobierno búlgaro apostara por el fracking y
concediera a la empresa estadounidense Chevron el primer permiso de
investigación.
Sin embargo, la presión social obligó a rectificar. Tras medio año de
movilizaciones, que culminaron en multitudinarias manifestaciones, el 14 de
enero de 2012 el Ejecutivo búlgaro decidió revisar su postura sobre la
extracción de gas de lutitas. El 17 de enero se revocó el permiso concedido
alegando insuficiencia de las medidas de seguridad previstas. Al día siguiente,
el Parlamento búlgaro aprobó una resolución mediante la que se prohibía la
fractura hidráulica en territorio búlgaro con carácter permanente. Ahora bien,
la resolución aprobada tiene carácter de moratoria y no de ley, por lo que su
revocación no resultaría complicada en caso de querer llevarse a cabo. De
hecho, en junio de 2012, el Parlamento aprobó una modificación importante. Al
existir presiones para debilitar la moratoria, el Gobierno ha introducido
algunas excepciones a la prohibición, que permiten perforar algunos pozos para
investigación aunque no para explotación.
Ni Cataluña ni Francia ni Italia ni Bulgaria ni España se parecen a
Dakota del Norte, entre otras cosas porque en Europa vive mucha más gente que
la que habita los yermos territorios de Estados Unidos donde se practica
el fracking. En la tabla 5 he resumido algunos datos comparativos
entre cinco Estados norteamericanos en los que se extrae gas o
petróleo de lutitas y tres Estados europeos donde se pretende extraerlo; y he
añadido también dos comunidades autónomas españolas en las que la industria ha
puesto su punto de mira. Los datos hablan por sí solos. En Texas, el más
poblado de los Estados de la tabla, la densidad es una tercera parte del menos
poblado de los territorios europeos. Si tenemos en cuenta, además, que siete
millones de téjanos viven en los 2500 km2 del complejo urbano
Dallas/Fort Worth
Página 300
Metroplex, la densidad del Estado cae
muy por debajo de la cifra que recoge la tabla.
Tabla 5. Datos de superficie y población de varios territorios relacionados con
el fracking. Fuente: Wikipedia.
Por eso, las perforaciones de gas de lutitas, que suponen una
explotación intensiva del suelo, presentan serios riesgos ambientales y de
salud en Europa a causa de su alta densidad de población. La mayor parte de los
depósitos de gas de lutitas está repartida en áreas principalmente industriales
y urbanizadas de Europa, por lo que el desarrollo a gran escala resulta muy
difícil y costoso. Peter Voser, director ejecutivo de Shell, se hizo eco de
ello citando la “elevada densidad de población” como obstáculo de gran
importancia para el desarrollo del gas de lutitas en Europa (Flues et
al., 2013a). Además, la población europea no está acostumbrada a las
técnicas agresivas de explotación que los ganaderos de Montana, Oklahoma
Wyoming pueden tolerar.
Por lo demás, basta viajar por las inmensas vastedades de cualquiera de
esos estados norteamericanos casi deshabitados para darse cuenta de que la
magnitud de sus cuencas geológicas susceptibles de tener yacimientos de
hidrocarburos no existe en Europa. En comparación con América del Norte, las
cuencas de gas en Europa son consideradas más pequeñas, tectónicamente más
complejas y compartimentadas, con depósitos más profundos, a más temperatura y
más presurizados (Geny, 2010). Por ejemplo, la compañía petrolera de servicios
Schlumberger había advertido que los depósitos polacos de gas de lutitas
estaban a una profundidad 1,5 mayor que el promedio de los
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yacimientos estadounidenses, lo cual
aumentaría los costes de perforación unas tres veces (Strzelecki, 2010), por lo
que harían falta bombas y equipamiento de perforación más potentes para hacer
frente a mayores profundidades y temperaturas, con lo que los costes subirían y
se requeriría el desarrollo de nuevos mecanismos y conocimientos técnicos que
no se pueden trasferir sin más desde Estados Unidos (Geny, 2010).
En Gran Bretaña, el Gobierno conservador de David Cameron no es de la
misma opinión, lo que resulta lógico teniendo en cuenta que los ingleses han
contado tradicionalmente con una potente industria petrolera hoy en declive y
disponen de personal cualificado y equipo. El 17 de diciembre de 2013, el
Gobierno británico presentó un plan mediante el cual más de la mitad del
territorio del Reino Unido (64 %) podrá ser explotado mediante fracking,
con objeto de “reducir la dependencia de las importaciones energéticas” y
también, como siempre, para “generar nuevos puestos de trabajo”. Las nuevas
licencias empezarán a concederse a mediados de 2014.
El Gobierno de Cameron presentó una hoja de ruta de 49 páginas que, en
un escenario de máximos, contempla la perforación de hasta 2880 pozos de
extracción de gas o petróleo en un futuro próximo. Londres espera abrir una
nueva ronda de licencias en el verano de 2014 y conceder, según el secretario
de Estado de Energía Michael Fallón, entre 50 y 150 nuevos permisos. Este paso
genera nuevas expectativas en una industria que vio frenadas sus actividades
después de 18 meses de moratoria impuesta tras dos terremotos, con magnitudes
de 2,3 y 1,5, que se produjeron durante las prospecciones de la compañía
Cuadrilla en Lancashire. Gigantes del sector como la francesa GDF Suez y la
británica Céntrica ya han confirmado su interés.
Antes de la definitiva luz verde, el Gobierno debe atender las
reacciones que suscite un informe encargado a una asesoría (AMEC) sobre el
impacto medioambiental que se dio a conocer el mismo día. El veredicto es que
ese impacto es “asumible”, en contraste con las alegaciones de los grupos
ecologistas de que el método del fracking implica una
potencial contaminación de los acuíferos por el cóctel químico inyectado en el
subsuelo durante el proceso y por el metano que liberan las rocas. El informe
de AMEC señala también que la actividad puede llegar a producir 108 millones de
m3 de agua residual que habría que tratar: “Tal volumen podría
suponer una carga importante para la infraestructura de tratamiento actual”,
añade el informe.
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En su empeño por promover la máxima
explotación de los recursos minerales encerrados en el subsuelo, Cameron está
dispuesto a enfrentarse a las nuevas directivas que prepara la Unión Europea
para matizar el impacto ecológico de las extracciones (la legislación se
esperaba para antes de terminar 2013 pero se retrasa, y hay ya en Bruselas
quien duda sobre si serán recomendaciones u obligaciones). Así se lo ha
comunicado al presidente de la Comisión, José Manuel Durao Barroso, en una
carta publicada por el diario The Times. La nueva legislación
europea, sostiene el primer ministro, solo servirá para retrasar
las “inminentes inversiones”, y pondrá al Reino Unido en desventaja frente a
Estados Unidos y China.
La trasferencia de equipos y tecnología es una de las formas más
rentables de hacer negocio para las compañías norteamericanas, a las que no les
salen las cuentas de las explotaciones en Estados Unidos pero sí en Europa,
donde no hay un sector de servicios comparable ni de lejos. Por ejemplo, los
consultores de KPMG y Pöyry señalan que, mientras el censo de plataformas
para fracking en Estados Unidos supera las 2500, solo había 72
plataformas activas en Europa en 2012, y muy pocas servían para llevar a cabo
los sofisticados procesos de fracturación hidráulica que se requieren para
extraer gas de lutitas (Williams et al., 2011), a los que hay que
sumar los elevados costes que supone tender nuevas infraestructuras para el
trasporte del gas (KPMG, 2012b).
Precisamente por la falta de rigor a la hora de valorar esas
deficiencias del sector petrolero en Europa, y de obviar los costes en
infraestructura y alquiler de equipos, las proyecciones acerca de los precios
del gas de lutitas en Europa hechas por algunas consultoras y operadores son
poco fiables, a pesar de que todas coinciden en que, como mucho, el gas europeo
podría igualar el precio actual, lo que es solemnizar lo obvio: si en Estados
Unidos se han hundido los precios del gas es por la superabundancia de la
oferta y no por el abaratamiento de los costes de producción, que como he dicho
anteriormente pueden llegar a cuadriplicar los precios comerciales. Europa, al
asumir los pronósticos hiperoptimistas de algunos de esos informes, apenas
llegaría a producir gas para atender su demanda doméstica a los precios
actuales, como se ha calculado para el caso de las lutitas británicas (Bloomberg,
2013).
La producción europea no sería tampoco ajena a la contribución de todos
los ciudadanos, vía subvenciones y exenciones fiscales, a los bolsillos de los
operadores de gas de lutitas, como ha ocurrido en Estados Unidos, donde el
sector ha recibido miles de millones de dólares públicos, federales y
estatales,
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para I+D en las dos últimas décadas
(AP, 2012e). Los expertos coinciden en que en Europa no se producirán
cantidades ni siquiera modestas de gas de lutitas a menos que haya un apoyo
público en forma de subvenciones e incentivos fiscales tales como deducciones y
reducciones de impuestos (Geny, 2010).
Confirman este análisis las declaraciones hechas por el ministro de
Finanzas del Reino Unido George Osborne (Schaps y Young, 2013) y por el primer
ministro de Polonia Donald Tusk, quienes afirmaron que habría generosas
exenciones tributarias para las compañías de gas y que Polonia invertiría más
de 12 000 millones de euros en el sector del gas de lutitas hasta 2016
(Reuters, 2012c). De este modo, el gas de lutitas se sitúa en competencia
directa para la obtención de financiación pública con fuentes de energía
renovable como la eólica o la solar (Flues et al., 2013).
Esos y otros condicionantes, como la oposición pública ya comentada,
harán que la producción de gas de lutitas europea se retrase y sea escasa. Los
analistas coinciden en que Europa no experimentará un boom en
la explotación de gas de lutitas similar a la estadounidense (Grantham
Institute, 2013). El principal economista de BP afirmó que harán falta años
para que se pueda generar y abrir la producción de lutitas en Europa, de manera
que la producción en la Unión Europea podría alcanzar solo los 2400 Mpc/d en
2030, en comparación con los aproximadamente 20 000 Mpc/d que produce Estados
Unidos en la actualidad (Gosden, 2013). Bloomberg pronostica para el caso
británico que es improbable que el gas de lutitas llegue lo bastante rápido y
con el suficiente volumen para hacer que los precios del Reino Unido estén por
debajo de los niveles internacionales (Bloomberg, 2013).
Los consultores de Pöyry solo ven “baja probabilidad” en que el gas no
convencional pueda compensar por completo las reservas europeas convencionales
en 2020 (Williams et al., 2011). En el World Energy Outlook de
2012, la AIE confirma este cálculo y afirma que, en 2030, la producción europea
del gas de lutitas podría ascender solo al 2-3 % del consumo de gas en Europa,
y no se espera que llegue a tener un efecto tangible para familias y empresas
(Grantham Institute, 2013).
A pesar del interés de empresas y gobiernos, tanto estatales como
regionales, por implantar el negocio de la fractura hidráulica, en Europa no
está siendo fácil. La fuerte oposición social está jugando un papel
determinante. Parece claro que en Europa la principal batalla será la del
medioambiente y la opinión pública, sobre todo si las compañías y las
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administraciones no actúan de forma
trasparente y no se explica lo que se está haciendo. De lo contrario, pueden
tener enfrente a los ecologistas, la población local y los agricultores, que
pueden temer por la contaminación del agua y su disponibilidad, ya que esta
extracción requiere cantidades colosales de agua para inyectarla.
Como ha señalado Elvira Cámara (Cámara, 2012), hay dos factores claves
que han determinado la oposición pública a la extracción del gas no
convencional en varios países europeos, entre ellos España. Por una parte, la
alarma generada por las denuncias de contaminación y demás impactos que llegan
de Estados Unidos. Por otra, el hecho de que la tramitación de los permisos de
exploración se ha hecho de forma poco trasparente y tratando de eludir la
participación de la ciudadanía, error que también cometió en Francia el
Gobierno de Sarkozy. Esto ha generado un movimiento social que denuncia que se
dé prioridad a los intereses de las empresas y trata de prohibir la tecnología
de fractura hidráulica.
La protección del medioambiente y de la salud forma una parte ineludible
en el discurso de quienes se oponen al fracking. En consecuencia,
las empresas se han visto obligadas a un cambio de discurso. La experiencia de
Estados Unidos ha pasado de ser únicamente un ejemplo de oportunidades
económicas y de creación de empleo a los que “no se podía renunciar” a ser
también un ejemplo de buenas prácticas ambientales y sanitarias para prevenir
los accidentes y la contaminación. La industria afirma que cuenta ahora con una
tecnología mejorada y aditivos químicos que no son ya contaminantes. En otras
palabras, la protección de la naturaleza es una prioridad o, al menos, eso
tratan de trasmitir.
Resulta un relato poco creíble porque, mientras niegan su
responsabilidad en los casos de contaminación denunciados en Estados Unidos,
prometen que no ocurrirá lo mismo en Europa. Tampoco invita mucho a comulgar
con esa rueda de molino el hecho de que algunas empresas que tratan de
implantar el negocio del gas no convencional por el planeta no destacan por ser
defensoras del medioambiente. Por ejemplo, la empresa Heyco (que comparte
permisos con la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi en las investigaciones del
País Vasco) es una de las responsables de iniciar la extracción sin control
ambiental en Estados Unidos y es también muy beligerante al negar la influencia
humana en el cambio climático (Cámara, 2012).
Antes de ocuparnos de lo que sucede en España empecemos por analizar lo
que se opina desde la instituciones políticas europeas. Como en tantos otros
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asuntos, Europa no tiene una política
energética común, ni lo pretende, así que desde el ámbito europeo se da una de
cal y otra de arena. Si se trata de las oportunidades económicas de la
explotación de lutitas, la postura es una; si se trata de los riesgos
ambientales es otra. Al final se deja en manos de los Estados miembros la
patata caliente.
La división quedó patente a lo largo de 2011. Abrió el fuego un estudio
encargado por la Comisión de Medioambiente, Salud Pública y Seguridad
Alimentaria del Parlamento Europeo al Instituto Wuppertal para el Clima, el
Medioambiente y la Energía, que fue presentado el mes de junio de ese año y en
el que se recomendaba una legislación única del fracking en
toda Europa (Lechtenböhmer et al., 2011).
El informe no era muy optimista sobre las potencialidades de la
explotación del gas de lutitas en Europa:
El potencial de la disponibilidad de gas no convencional debe ser visto
en el contexto de la producción de gas convencional.
La producción europea de gas ha estado en un pronunciado declive durante
muchos años, y se espera que disminuya en un 30 % o más hasta 2035.
Se espera que la demanda europea siga creciendo hasta 2035.
Las importaciones de gas natural aumentarán inevitablemente si estas
tendencias se hacen realidad.
No está garantizado, en ningún caso, que las importaciones adicionales
requeridas, del orden de 100 billones de m3 al año o más,
puedan hacerse realidad.
Los recursos de gas no convencional en Europa son demasiado pequeños
para tener una influencia sustancial en esas tendencias. Esto se mantiene aún
más, ya que los perfiles de producción típicos permitirán extraer solo cierta
parte de estos recursos. Además, las emisiones de gases de efecto invernadero
de los suministros de gas no convencional son significativamente más altas que
las producidas por los suministros de gas convencional.
Las obligaciones ambientales también aumentarán los costes de los
proyectos y retrasarán su desarrollo. Esto reducirá el potencial impacto
posterior.
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Es muy probable que inversiones en
proyectos de gas de lutitas —si es que llegan a existir— podrían tener un
impacto de corta duración en el suministro de gas, en un momento en que la
señal dirigida a los consumidores debería ser la de reducir su dependencia
mediante el ahorro, las medidas de eficiencia y sustitución.
En la misma línea se encuentra la decisión del Gobierno de Dinamarca
respecto a no explotar el gas de lutitas en su territorio debido a su apuesta
por las energías renovables, la eficiencia energética y la reducción de
emisiones de CO2. Tras revisar los efectos medioambientales y sobre
la salud producidos por la fractura hidráulica, el informe acababa recomendando
la redacción de una directiva a nivel europeo que cubriese las lagunas legales
y las deficiencias observadas en la evaluación de los impactos ambientales
del fracking
No hay ninguna directiva global para una ley europea de minas. Un
análisis detallado, exhaustivo y accesible públicamente del marco regulatorio
acerca de la extracción del gas de pizarra y el petróleo de rocas duras no está
disponible y debería ser desarrollado.
El marco regulatorio actual de la UE sobre la fractura hidráulica, que
es el elemento central en la extracción de gas de pizarra y petróleo de rocas
duras, tiene varias lagunas. Lo que es más importante, el umbral para llevar a
cabo evaluaciones de impacto ambiental sobre las actividades de fractura
hidráulica en extracción de hidrocarburos está puesto mucho más alto que en
cualquier actividad industrial de este tipo y, por tanto, debería ser
disminuido sustancialmente.
La cobertura de la directiva marco del agua debería ser reevaluada con
especial atención en las actividades de fractura y sus posibles impactos en el
agua de superficie.
En el marco de un análisis de ciclo de vida (ACV), una buena herramienta
para evaluar los beneficios globales para la sociedad y sus ciudadanos podría
ser un minucioso análisis coste/beneficio. Debería ser desarrollada una
aproximación armonizada para ser aplicada en toda la UE27, basada en qué
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autoridades responsables pueden
realizar sus evaluaciones ACV y debatirlas con la ciudadanía.
Debería ser evaluado si el uso de productos químicos tóxicos debería, en
general, ser prohibido. Al menos todos los productos químicos utilizados
deberían ser revelados públicamente, el número de productos químicos permitidos
debería ser restringido y su uso debería ser monitorizado. Las estadísticas
sobre las cantidades inyectadas y el número de proyectos deberían ser
recopilados a nivel europeo.
Las autoridades regionales deberían ser reforzadas para tomar decisiones
sobre proyectos que impliquen fractura hidráulica. La participación pública y
las evaluaciones ACV deberían ser obligatorias para tomar estas decisiones.
Allí donde los permisos de proyectos estén concedidos, la monitorización
de los cursos de agua superficial y de las emisiones a la atmósfera debería ser
obligatoria.
Deberían ser recogidas quejas y estadísticas sobre accidentes a nivel
europeo. Allí donde los proyectos estén permitidos, una autoridad independiente
debería recoger y examinar las quejas presentadas.
Dada la compleja naturaleza de los posibles impactos y riesgos para el
medioambiente y la salud humana de la fractura hidráulica, debería dársele
consideración a desarrollar una nueva directiva a nivel europeo, regulando
todas las cuestiones sobre este área de una manera exhaustiva.
Parecía claro que era necesaria una regulación a nivel europeo de las
actividades, lo que no era una buena noticia para la industria, cuyas
actividades no salían muy bien paradas en el informe. Pero a finales de 2011 la
industria echó las campanas al vuelo. El día 8 de noviembre, un potente bufete
de abogados, Philippe & Partners, hizo público el informe que le había
encargado la Dirección General de la Comisión Europea acerca de si Europa debía
o no legislar sobre el tema (Philippe & Partners, 2011). El texto analizaba
los casos de Francia, Alemania, Polonia y Suecia y concluía que “no hay lagunas
significativas en el marco legal europeo, al menos al nivel actual de la
actividad”.
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El estudio concluía que en esos
países ya existía un marco regulatorio adecuado para la exploración temprana
(sísmica/perforaciones de prueba) así como para la explotación de gas de
lutitas, ya fuera mediante las legislaciones nacionales y/o europeas. Bruselas
podía lavarse las manos en el polémico asunto y dejar libertad a los Estados
para tratar ambientalmente el fracking.
Cuando se esperaba una exigente directiva sobre fracking, en
consonancia con informes encargados por instituciones comunitarias, la presión
de varios países rebajó las medidas hasta convertirlas en no vinculantes. El
Ejecutivo europeo detectó en otoño de 2012 hasta 11 vacíos legales en materia
de residuos mineros, de agua, de evaluación ambiental, etcétera, que deberían
ser subsanados. Estos hallazgos están en línea con el citado informe del
Parlamento europeo. En octubre de 2013 se filtró el rumor de que la Comisión
preparaba, en consonancia con estas deficiencias detectadas y con los
resultados del análisis de impacto preceptivo a toda nueva legislación, una
exigente directiva que convirtiera las nuevas normas en vinculantes.
La incertidumbre se resolvió a favor del fracking el 22
de enero de 2014, cuando la Comisión Europea, desoyendo las resoluciones de la
Eurocámara y las peticiones de los ecologistas, se limitó a aprobar una serie
de recomendaciones no vinculantes a los Estados miembros para que estudiaran el
impacto medioambiental de estas iniciativas y mejoraran la trasparencia para
los ciudadanos.
Las recomendaciones sobre fracking forman parte del
paquete de medidas sobre clima y energía presentadas ese día por el Ejecutivo
comunitario en un programa que resume su visión de cómo Europa debe afrontar
los retos energéticos y medioambientales en los próximos tres lustros. La propuesta
que salió de Bruselas —de un calado considerablemente menor a la aprobada en
2007— prevé que en 2030 las emisiones de CO2 sean un 40 %
inferiores respecto a 1990 y, pese a renunciar a fijar objetivos vinculantes
que obliguen a los países, establece que las energías renovables deberán
alcanzar al menos el 27 % del total.
Bruselas justificó la falta de legislación sobre fracking porque
se le pidió actuar de forma urgente y las recomendaciones pueden aplicarse de
forma más rápida. Se imponían así las tesis de los países más favorables al gas
no convencional, como Reino Unido o Polonia, que rechazaban la intervención de
la UE.
La justificación para la medida fue explicada de forma confusa, algo
habitual en la Comisión, por el comisario de Medioambiente, Janez Potocnik:
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“E l shale gas está
dando esperanzas en algunas partes de Europa, pero también es motivo de
preocupación entre la opinión pública […]. La Comisión está respondiendo a los
llamamientos para actuar con principios mínimos que los Estados miembros están
invitados a seguir para abordar las preocupaciones en materia de medioambiente
y salud y dar a los operadores e inversores la predictibilidad que necesitan”,
se justificó quien hasta ese momento había defendido que, si bien el Ejecutivo
europeo no puede decir a los Estados miembros si deben explorar sus recursos de
gas no convencional, creía necesario establecer unas normas comunes sobre cómo
proteger el medioambiente si lo hacen.
Fuentes comunitarias aseguraron que Bruselas ha sido “pragmática” ante
la presión de varios Estados miembros, puesto que un proceso legislativo se
hubiera dilatado durante años. El texto aprobado por el Ejecutivo europeo se
limita a recomendar a los Gobiernos unos principios tan generales como “planear
los desarrollos y evaluar los posibles efectos antes de conceder las
licencias”, “evaluar cuidadosamente el impacto medioambiental y los riesgos” o
“comprobar la calidad del agua, aire y suelo antes de empezar las operaciones”.
En particular, la recomendación de Bruselas invita en primer lugar a los
Estados miembros a planificar con antelación y evaluar posibles efectos
acumulativos antes de conceder las licencias, así como a examinar
cuidadosamente los impactos y riesgos medioambientales. Deberán garantizar,
además, que la integridad del pozo de extracción se ajusta a las mejores
prácticas. El Ejecutivo comunitario recomienda también a los Gobiernos
verificar la calidad del suelo, el aire y el agua del lugar antes de que empiecen
las operaciones, con el objetivo de controlar cualquier cambio y poder hacer
frente a los riesgos que surjan. También plantea controlar las emisiones,
incluyendo las de gases de efecto invernadero, capturando los gases emitidos.
Por lo que se refiere a la trasparencia, los Gobiernos deberán informar
a la opinión pública sobre las sustancias químicas utilizadas en cada pozo de
extracción. Finalmente, deberán controlar que los operadores apliquen las
mejores prácticas durante todo el proyecto. Los Estados miembros deberán
aplicar los principios sugeridos por la Comisión en un plazo de seis meses y, a
partir de diciembre de 2014, informar cada año a Bruselas sobre las medidas
puestas en marcha. El Ejecutivo comunitario controlará la aplicación de las
recomendaciones con un marcador público que comparará la actuación de los
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diferentes países, y en un plazo de
18 meses revisará si este enfoque es suficiente o se requiere legislación.
El Grupo de los Verdes del Parlamento Europeo criticó que la Comisión
haya eludido establecer una legislación con límites al fracking y
pidió que se suspendan todas las exploraciones y extracciones de gas de
esquisto hasta que esté regulado a nivel comunitario. “La incapacidad de la
Comisión para proponer una regulación vinculante de la Unión Europea no solo es
imprudente, sino que es potencialmente catastrófica; todos los Estados miembros
deben adoptar medidas de emergencia, suspender las actividades en curso y
establecer una moratoria sobre nuevos proyectos”, dijo la eurodiputada francesa
Sandrine Belier.
La resolución no vinculante de la Comisión llegó dos días después de que
300 colectivos de toda Europa, conocedores de lo que se anunciaría el día 22,
denunciaran que la UE iba a abrir las puertas al fracking. La carta
firmada por colectivos de 22 países advertía de las amenazas de esta actividad
y subrayaba que imponer esta técnica contra la voluntad de la gran mayoría de
la población europea supone una quiebra democrática, porque la Comisión
ignoraba así el resultado de la consulta pública que realizó en 2013, mediante
la cual el 64 % de los europeos se mostraron contrarios a la explotación de los
gases no convencionales, mientras un 20 % era de la opinión de que solo
debería explotarse bajo una estricta regulación.
Este movimiento antidemocrático de la Comisión europea está en línea con
las negociaciones de los tratados de libre comercio entre la UE y Estados
Unidos y Canadá, que se están llevando a cabo con un absoluto secretismo y que
parece que van a favorecer a las grandes empresas en detrimento de la sociedad
europea. Todo parece indicar que estas negociaciones darán vía libre a
proyectos de fracking y establecerán un marco aún más
favorable a las empresas gasísticas americanas.
¡Bienvenido, Mister Marshall!
La historia de las prospecciones de hidrocarburos en España es la
crónica de una frustración. Que en el país podía haber petróleo era una
esperanza fundada desde antiguo, debido a la presencia en superficie de
asfaltos, pizarras bituminosas e indicios de petróleo. Las prospecciones
comenzaron en la cuenca vasco-cantábrica, donde a finales del siglo XVIII y
principios del XIX se extraían ya aceites de rocas asfálticas en la comarca de
Maeztu
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(Álava). Tales antecedentes hicieron
que desde principios del siglo pasado se iniciaran trabajos de prospección de
petróleo y gas. Tras una serie de intentos sin demasiado éxito durante la
primera mitad del siglo, especialmente cuando el aislacionismo del régimen
espoleó el imposible sueño autárquico de la autonomía energética después de la
Guerra Civil, fue en la década de 1950 cuando se impulsaron las prospecciones
animadas por la promulgación en 1958 de la primera Ley de Hidrocarburos, que,
abandonadas las pretensiones autárquicas del régimen franquista, permitía bajo
determinadas condiciones la participación de compañías extranjeras en la
exploración y producción.
Los trabajos de exploración dieron como resultado el descubrimiento de
yacimientos de petróleo y gas en varios campos, tanto en tierra como en el mar.
Los potenciales objetivos identificados y sobre los cuales se comenzó a
explotar, que son los mismos donde ahora se han concedido permisos para
investigar, se sitúan en formaciones del Paleógeno, del Cretácico superior e
inferior (formación Valmaseda del País Vasco-Burgos), del Lías-Jurásico (margas
toarcienses de Ayoluengo) y del Westfaliense-Estefaniense del Carbonífero
(formaciones Barcaliente y Fresnedo en la cuenca cantábrica).
La noticia del año 1964 en España fue el descubrimiento de petróleo en
una zona de patatales en el Páramo de la Lora. A las 12.15 horas del sábado 6
de junio de 1964, 6000 litros de petróleo brotaron de las profundidades de la
tierra en Valdeajos de la Lora. El pozo Ayoluengo I había escupido los primeros
barriles de oro negro. La noticia, que provocó las visitas de todas las
autoridades provinciales, desde el arzobispo hasta el gobernador, como quedaron
inmortalizadas en el nodo, presentaba el hallazgo como una versión ibérica de
Arabia: justo lo que están haciendo ahora los profetas del fracking con
su “América Saudí” o su “Saudiamérica”. Hubo excursiones masivas al lugar,
proyectos económicos que iban desde una refinería hasta infraestructura
hotelera, triunfalistas declaraciones de la clase política de la época y una
fiebre del oro desatada entre los habitantes de la comarca.
Luis Garrido Palacio, de 28 años, casado, natural de Madrid, estaba a 27
metros de altura en la torreta de perforación aquel 6 de junio cuando oyó, poco
después del mediodía, un largo silbido que salía del sondeo. Instantes después,
el petróleo fluyó durante 10 minutos por la válvula abierta y se desparramó por
los campos colindantes. Fermín Santidrián Hidalgo, secretario del Ayuntamiento
de Sargentes de la Lora, al que pertenece Valdeajos, iba de paseo con el cura
de la localidad, Daniel Gómez Martínez, cuando vio el chorro de petróleo: “Yo
creo —declaró— que el hallazgo hizo
Página 312
más impacto fuera que aquí. A
nosotros nos pareció normal que lo encontraran. Después, cuando comenzó a
llegar gente y más gente, fue cuando pensamos que aquello podía ser muy
importante para la comarca y para España”.
Decenas de periodistas se desplazaron al lugar con la celeridad y el
arrojo del Hildy Johnson de Primera plana, la película de Billy
Wilder: “Burgos, codeándose con Arabia” fue el titular de una portada de
prensa. “Este es el Oklahoma burgales”, proclamaba otro, bajo una gran foto de
los páramos de la Lora. “Burgos, capital del oro negro”, decía una pegatina que
en pocas semanas colonizó los coches de toda la provincia (Escolar, 2012).
Foto 6. Portada de ABC con el descubrimiento de petróleo en
Burgos, 1964.
En Valdeajos, mientras tanto, el alcalde, Segundo Ruiz, convocó una
fiesta el sábado 13 y el vecino Justo Hidalgo, que hasta entonces cultivaba
patatas y trigo, como el resto de sus paisanos, abrió de la noche a la mañana
el snack-bar El Rey del Petróleo, un pujante negocio durante
algún tiempo. Don Justo declaró a la prensa:
Eso de snack-bar se lo inventó un periodista de Bilbao.
Me dijo: “Si usted me lo consiente, voy a poner aquí un rótulo”.
Otros periodistas se portaron peor. Vinieron unos de Madrid y tenía yo
el comedor lleno; me pidieron por favor que les sirviera en cualquier sitio.
Total, que les metí en la cocina, les preparé unos huevos y les cobré una cosa
pues normal. Y
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resulta que luego ponen en el papel
que les había cobrado 50 pesetas. Si les pillo…
CAMPSA, que tenía el 50 % de participación en el sondeo, suspendió su
cotización en bolsa el lunes 8, y cuando volvió al parqué el jueves 11, sus
acciones subieron, en 10 minutos, 40 enteros en Madrid. Así lo contaba La
Vanguardia al día siguiente:
Eran las 12,12 del mediodía cuando durante unos diez minutos cerca de
seis mil litros de petróleo han brotado desparramándose por los campos de trigo
en el pueblo burgalés de Valdeajos. El día de hoy pasará a la historia por
tratarse del primer yacimiento petrolífero de España.
Un ministro de Franco, el bilbaíno José Luis Arrese, declaró que el
crudo sería
El mejor regalo que Dios pueda hacer a España y al Caudillo al cumplirse
los 25 años de paz.
Rafael García Serrano, uno de los cronistas del Régimen, escribió:
El sábado 6 de junio, antes de cenar, cuando el general Rodrigo nos dijo
a sus vecinos de mesa “se ha encontrado petróleo en Burgos”, el corazón me pegó
un brinco del tamaño de los que daba cuando, en otros tiempos, oía decir: “Se
ha ocupado Málaga”, “Han entrado en Barcelona”, “Se ha tomado Madrid”.
Un consorcio de empresas, con la compañía estatal CAMPSA a la cabeza,
instaló las primeras máquinas de bombeo (caballitos). Salvando las distancias,
lo que ocurrió en la Lora recuerda a lo que narré más atrás sobre Pithole,
Pensilvania. 20 años después del hallazgo, el periodista Arsenio Escolar dejó
testimonio de lo que había pasado por allí (Escolar, 1984): “la comarca de la
Lora está más deprimida que cuando apareció el petróleo”. Cuando de la Lora
habían salido algo más de 12 millones de barriles de crudo, los lorianos, en
número notablemente inferior al de entonces, volvían a cultivar patatas y trigo
y trataban de olvidar aquel sueño de riqueza que nunca se hizo realidad.
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Se habló de construir una gran
refinería en un campo de girasoles. Para frustración del Régimen, las
expectativas iniciales no se cumplieron y se convirtieron en decepción a medida
que los pozos se iban agotando a la misma velocidad con que su apertura se
había tragado millones de pesetas. Un estudio del gabinete técnico del Consejo
Económico Sindical Nacional realizado en 1966 fijaba como rentable la refinería
a partir de un millón de toneladas de producción de crudo al año. El campo de
la Lora no alcanzó nunca ni una cuarta parte de esa cifra. En total se
extrajeron unos 19 millones de barriles a un coste del que nunca se supo nada.
Algunos que vivían del tema calcularon que aún podrían existir reservas de unos
100 millones de barriles, pues era posible que las hubiera, pero vendiendo
duros a cuatro pesetas, por lo que el Ministerio de Industria que dirigía López
Bravo dio prudentemente por cerrado el tema.
Otra posibilidad, la de realizar una central térmica, fue rechazada por
las autoridades industriales por respetar las áreas de influencia de la central
nuclear de Santa María de Garoña, que por entonces se construía, de la térmica
de Santander y de las de León y Palencia. Esta decisión, y la de descartar
también la creación de una industria petroquímica de base, fue anunciada por
López Bravo en la casa sindical de Burgos en una tumultuosa reunión que acabó
con la intervención de las fuerzas de orden público.
Abelardo Gómez, alcalde pedáneo de Valdeajos, declaraba en 1984: “Esto
ha dado mucha riqueza, pero a la empresa. A nosotros no nos ha dado nada. Aquí
vivimos del trigo y la patata, no del petróleo”. Justo Hidalgo, aquel repentino
industrial hostelero, aquel “Rey del Petróleo”, tenía entonces 79 años y vendía
una docena de cervezas al día en un oscuro local frente al que antaño fuera
flamante snack-bar donde se bebía whisky y se
hablaba en inglés:
Mis hijas estaban todo el día en el mostrador, venga a dar comidas y
bebidas. Teníamos local lleno a todas las horas. Nos decían: “Esto va a ser un
segundo Madrid”. Claro, las cosas, como las desconoces, pues las crees. Y luego
resulta que no ha sido nada, que no hay trabajo, que lo hacen con cuatro
personas.
En invierno, cuando en la Lora la nieve inunda la paramera y los
balancines de los pozos destacan aún más su negrura entre los campos, Justo
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Hidalgo marchaba al sur de la
provincia, a Aranda, donde pasaba los meses del frío:
Aquí ya no queda casi nadie. Y porque se han puesto mal las cosas para
trabajar en la capital, que si no, no queda aquí ni uno, pero ni uno. San
Andrés de Montearados, que queda ahí al lado, está vacío. Lorilla, vacío.
Barrio de Panizares, también vacío. Y en los demás pueblos solo quedamos los
viejos.
La población, en efecto, había bajado y envejecido notablemente en la
Lora en los veinte años trascurridos desde el primer chorro de oro negro.
Cuando apareció el petróleo, Sargentes tenía 287 habitantes; Valdeajos, 135;
Ayoluengo, 43. Además, vivían en la comarca unas 250 personas que trabajaban en
los sondeos o el tendido del oleoducto, esto sin contar a esposas e hijos. En
1984, Sargentes tenía 140 habitantes; Valdeajos, unos 40; y Ayoluengo, 10. Y lo
que es peor: no había jóvenes, no había bodas, no había nacimientos. Los
lorianos que aún quedaban se habían acostumbrado ya a que entre sus tierras
hubiese caballetes sacando petróleo del subsuelo y tuberías conduciéndolo a la
estación receptora. De cuando en cuando, alguno se quejaba de la contaminación,
del olor a gas, y todos habían vuelto de nuevo a la patata de siembra y al
trigo. Los pocos trabajadores que llevaban las instalaciones se desplazaban
todos los días desde Burgos o, de cuando en cuando, desde Madrid.
Tras el primer resultado en Páramo de la Lora, se descubrieron nuevos
yacimientos en zonas del mar Mediterráneo, golfo de Valencia, mar Cantábrico,
valle del Guadalquivir y golfo de Cádiz. La esperanza se puso en la plataforma
litoral frente a Tarragona. En 1977 se inició la extracción y en 1981 se colocó
la plataforma Casablanca, que centralizaba el crudo de todos los yacimientos y
lo trasportaba por un oleoducto submarino hasta el puerto de Tarragona y la
cercana refinería. La extracción en la zona por parte de Repsol ha provocado 14
episodios de derrames entre 2004 y 2010, algunos de ellos acompañados de
intentos de ocultamiento que llevaron a directivos de la empresa a los
tribunales, y con efectos muy negativos para los ecosistemas marinos de la zona
y amenazas para los recursos naturales del delta del Ebro.
Desgraciadamente para las expectativas puestas en ellas, las
explotaciones petrolíferas o de gas puestas en marcha hasta la fecha en España
han tenido tan escaso rendimiento que han supuesto menos de un 1 % del consumo
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nacional, aunque se han realizado de
forma continuada pero no de manera muy intensa, lo que hace de España un “país
semiexplorado” (Cámara y Pendás, 2013). Las concesiones de explotación
nacionales de la Lora, valle del Guadalquivir y Tarragona no dejan de
representar una producción testimonial, puesto que todas ellas apenas
representan el 0,15 % de los 32 KMmc de consumo anual de España.
Con los exuberantes anuncios que llegaron de la mano del fracking se
reavivaron las esperanzas puestas en las viejas cuencas. Al fin y al cabo, la
nueva técnica había reabierto los abandonados campos petrolíferos de Texas,
Oklahoma y Pensilvania, así que ¿por qué no intentarlo en España? Por eso, en
los últimos años, en todas las zonas donde se había sospechado de la existencia
de hidrocarburos comenzaron a solicitarse permisos de investigación para
determinar sus posibilidades de extracción, algunos de los cuales ocupan áreas
de una extensión considerable. Por ejemplo, la práctica totalidad del
territorio de Álava está afectado por permisos de investigación ya concedidos,
y en Cantabria el territorio afectado por los permisos es casi un tercio del de
la comunidad autónoma (Grandoso, 2012).
La concesión de los permisos y la apertura del territorio español
al fracking encajan con la política energética del Partido
Popular añora en el Gobierno, que apuesta por seguir con un modelo
energético insostenible altamente dependiente de los combustibles fósiles. Así,
mientras el Consejo de Ministros acogota a las renovables hasta el punto de que
España está demandada en los tribunales por las pérdidas causadas a los
inversores extranjeros y a empresas como Acciona o Abengoa, cuyo negocio estaba
centrado en ellas, el Ministerio de Industria, Energía y Turismo concede
decenas de permisos de investigación para la extracción de hidrocarburos a
empresas privadas participadas por operadores estadounidenses.
Aunque el volumen extraíble de gas existente bajo el subsuelo español no
lo sabe nadie, y a pesar de que las cifras apuntadas por la industria han sido
rebajadas por informes internacionales, las grandes expectativas de negocio
generadas por la fracturación hidráulica han lanzado a varias compañías a una
carrera frenética para conseguir permisos de investigación, de manera que se
han solicitado y concedido decenas de ellos por todo el territorio español.
Actualmente hay solicitados, y en varios casos concedidos, permisos en 11
comunidades autónomas: País Vasco, Cantabria, Asturias, Castilla y León,
Castilla-La Mancha, La Rioja, Navarra, Cataluña, Comunidad Valenciana, Aragón y
Andalucía.
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Entre concedidos y solicitados, en la
cuenca vasco-cantábrica hay unos 30 permisos de investigación para la
extracción de hidrocarburos no convencionales, en territorios que se extienden
por Cantabria, Burgos, Palencia, Vizcaya, Álava, Guipúzcoa y La Rioja. En la
cuenca del Ebro hay más de veinte permisos que añadir a los que ya existían
frente a las costas de Tarragona; en Valencia se ha solicitado un permiso de
investigación y se han concedido dos en tierra y cinco más frente a sus costas.
La Región de Murcia está afectada por seis permisos de investigación; en el
valle del Guadalquivir existen al menos 21; y frente a las costas de Málaga y
Granada hasta un total de siete. Un mapa de los permisos concedidos actualizado
a 2013 puede verse en la web del Ministerio (MIET, 2013).
De todos los permisos de investigación concedidos, el que se encuentra
en un estado de tramitación más avanzado es Gran Enara, un permiso que ocupa
324 837,30 hectáreas en territorio de Burgos y Álava principalmente, pero
también de Cantabria, Vizcaya y Navarra. Este permiso fue promovido por el
Gobierno vasco, que es hasta ahora la única administración que se ha declarado
abiertamente partidaria de la fractura hidráulica. De hecho, en los trabajos de
investigación participa la Sociedad de Hidrocarburos de Euskadi. Aunque fue
concedido en 2006 por un período de seis años, en julio de 2011 su vigencia fue
prorrogada hasta junio de 2014. De momento se ha solicitado permiso para la
perforación de diez pozos en las provincias de Álava (siete) y Burgos (tres), de
los cuales al menos uno estaba previsto que se realizara en 2012 en el término
municipal de Vitoria. Ante la fuerte oposición popular, y apoyados por el
Ayuntamiento de Vitoria, que ha pedido una moratoria de cinco años y ha
denegado la licencia de obras, la Consejería de Industria del Gobierno vasco ha
demorado la apertura de este pozo, aunque en ningún momento se ha planteado la
posibilidad de abandonar las actividades de perforación previstas.
En Valencia, la empresa OilGas & Capital ha solicitado el permiso de
investigación Polifemo para la extracción de gas mediante fracturación
hidráulica en una extensión de 19 845 hectáreas, situadas entre Gandía y
Alcira. En Asturias, los permisos de investigación de Hidrocarburos Granda,
Villaviciosa, Lieres, Mieres, Morcín-1, Laviana y Campomanes afectan a unas 150
000 hectáreas. Si bien no se especifica la tecnología que se va a emplear en la
extracción de hidrocarburos, muchos de ellos están relacionados con la
obtención de gas metano de vetas de carbón, en las que sería necesaria la
fracturación hidráulica.
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En varios de los permisos en
tramitación no se especifica la técnica que se va a utilizar, pero teniendo en
cuenta que se plantea investigar en zonas cuyos recursos son bien conocidos, y
cuya explotación había sido descartada por métodos convencionales, todo apunta
a que en la mayor parte de los casos la técnica a emplear sería la fracturación
hidráulica, sobre todo teniendo en cuenta que muchas de las empresas que han
solicitado los permisos están especializadas en la búsqueda de gas no
convencional.
En cuanto se abrió el proceso de concesión de permisos de exploración,
se desató un más que notable movimiento de rechazo que, a través de varias
plataformas ciudadanas y movimientos sociales, apoyados por los ayuntamientos
de las zonas afectadas, está teniendo una incidencia cada vez mayor en la
opinión pública en general. Grandoso (2012) ha presentado una completa relación
de los movimientos sociales que se oponen al fracking en
nuestro país. Las principales organizaciones ambientalistas (SEO, Greenpeace España,
Amigos de la Tierra y Ecologistas en Acción) también se oponen activamente a la
extracción por fractura hidráulica de gas no convencional, pues consideran que
es “un método que supone una seria amenaza para el agua, el aire y la salud de
las personas”, entre otras cosas por “las fugas de metano y la gran cantidad de
tóxicos utilizados”.
Pero que Cataluña, Cantabria o Vitoria (como otro centenar de municipios
españoles con muy buena voluntad pero sin competencias en la materia) hayan
prohibido el uso del fracking en sus respectivos territorios
es un problema político pero no legal, porque finalmente es el Gobierno central
el que tiene las competencias para conceder o no los permisos. Lo dejó muy
claro en julio de 2013 en Santander el ministro Soria delante del presidente
del Gobierno de Cantabria, Ignacio Diego, de su mismo partido. Cantabria puede
decir misa, pero no vale para los domingos: el marco normativo sobre la
fractura hidráulica confiere casi la potestad plena al Estado sobre las
administraciones autonómicas.
Es verdad que, cuando afecta a una sola comunidad autónoma, las
autorizaciones corresponden a la administración autonómica, pero hay un matiz
nada baladí que se encarga de repetir Soria cada vez que tiene ocasión de
hacerlo: las autorizaciones o denegaciones han de hacerse según la legislación
básica del Estado. Es decir, los solicitantes podrán recurrir si se les deniega
un permiso y serán los tribunales quienes decidan. Además, si el permiso afecta
a más de una comunidad, caso del proyecto de Repsol que implica a Castilla y
León y Cantabria, la decisión se toma en Madrid.
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Echemos un vistazo a la legislación
que regula la extracción de hidrocarburos en España, porque hacerlo nos
permitirá darnos cuenta de otra diferencia esencial entre este país (y el resto
de Europa) y Estados Unidos.
La gatera de Halliburton
La propiedad de los derechos minerales en Europa es diferente a lo que
sucede al otro lado del Atlántico: los propietarios estadounidenses reciben
compensaciones por la explotación subterránea de sus tierras; en Europa, la
posesión de los recursos minerales es demanial, o lo que es lo mismo, propiedad
del Estado. Los propietarios reciben, por tanto, pocos incentivos para permitir
la perforación de sus tierras.
Le pondré el ejemplo de lo que pasó en el único yacimiento español de
petróleo, el de la comarca de la Lora, que ya he comentado en el apartado
anterior. En 1984, 20 años después del sensacional descubrimiento, los lorianos
vieron que aquella riqueza subterránea no dejaba en sus pueblos más dinero que
los pocos duros que se pagaron por los terrenos.
“Estuvimos en negociaciones con gente de la empresa y de la Delegación
de Industria —recordaba Aurelio Arce, jefe de la Hermandad de Agricultores y
Ganaderos de Sargentes en 1964 (Escolar, 1984)—. Nosotros queríamos que se nos
pagara siquiera a siete pesetas el metro, y ellos que a cuatro, que no podían
pagar más. Y a ese precio creo que nos pagaron lo primero que se expropió en
tierra baldía”. Eladio Perlado, gobernador civil entonces de la provincia,
recuerda también la polémica de la expropiación:
La gente de la Lora creyó que tenía allí un Eldorado y quisieron obtener
buenos precios. Quizá estaban manejados por alguien de entre ellos, quizá
alguien envenenó la negociación. Yo hice de hombre bueno; hablé con el ministro
de Industria, Gregorio López Bravo, y le dije que la gente se sentía
defraudada. Al final se les trató generosamente.
Defraudadas las expectativas de que la Lora fuera Oklahoma, los
ayuntamientos de la comarca hicieron numerosas gestiones, todas ellas sin
éxito, para conseguir que la empresa explotadora del petróleo pagara en los
pueblos algún tipo de canon o de impuesto. “Mientras no cambie la Ley de Minas,
no hay forma de cobrar nada. El subsuelo es del Estado. Pagan
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únicamente el suelo, que no compran,
ya que es una cesión para 50 años. Y los impuestos industrial y de radicación
los pagan, al parecer, en Madrid, donde está la sede de la empresa”, señalaba
Fermín Santidrián, que en 1984 seguía siendo secretario de Sargentes.
Para los interesados: la Ley de Minas a la que se refería don Fermín
sigue estando en vigor y, todavía más, la Constitución consagra la propiedad
demanial del Estado. La posesión de tierras, además, está mucho más fragmentada
que en Europa, especialmente en el norte de España, lo cual presagia
negociaciones largas y costosas entre los operadores de gas de lutitas y los
propietarios de terrenos porque, en caso de no alcanzarse un acuerdo entre las
partes, los procedimientos de expropiación pueden ser eternos.
Además, mientras que en Estados Unidos la llamada “cláusula energética”
o “gatera de Halliburton” exime a la industria del gas de respetar las leyes de
protección del agua potable e impide el control por parte de la Agencia de
Protección Medioambiental (EPA) de las actividades de fracking, en
España y Europa el control del uso del agua y de las actividades que pudieran
contaminarla es mucho más estricto. Veamos los controles legales existentes en
España, que incluyen, como es obvio, las obligadas trasposiciones de las
correspondientes directivas de la UE, lo que las convierte en muy similares a
las que imperan en el resto de la Europa de los 27.
La normativa que regula todos los procesos de exploración, producción,
refinado y distribución de cualquier hidrocarburo en España es la Ley 34/1998,
de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos (L34 en adelante), que cumple los
requisitos de la Directiva 94/22/CE del Parlamento Europeo y el Consejo, de 30
de mayo de 1994, por la que se regula el sector en el ámbito de la UE.
Cumpliendo lo establecido en el artículo 132.2 de la Constitución
española, la L34 (título II) establece en primer lugar la titularidad demanial
de los hidrocarburos, lo que implica que esos y otros recursos subterráneos que
afectan a la “riqueza nacional” son inalienables, inembargables e
imprescriptibles. Por tanto, su investigación y explotación, por cuanto implica
una utilización privativa exclusiva, requiere el otorgamiento previo de un
permiso de investigación y una concesión de explotación.
Aunque parezca mentira, todavía no se ha aprobado el reglamento de
desarrollo de la L34, pintoresca situación que hace que el Real Decreto
2362/1976, de 30 de julio, por el que se aprueba el Reglamento de la Ley de
Investigación y Explotación de Hidrocarburos de 27 de junio de 1974
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continúe siendo de aplicación en lo
que no se oponga al ordenamiento posterior y, por tanto, constituye el
desarrollo reglamentario de determinados aspectos de detalle de la L34.
En cualquier caso, aplicando lo previsto en esta ley, las actividades
relacionadas con la extracción de gas natural necesitan:
Permisos de exploración en áreas no definidas
expresamente que no impliquen perforaciones profundas. La concesión de los
permisos exige la presentación ante la Administración de un programa de
exploración.
Permisos de investigación por períodos de seis años en
áreas definidas, cuya consecución exige la presentación de un proyecto
específico de investigación que incluye informes, inversiones y medidas de
protección medioambiental y de restauración. La investigación supone la realización
de perforaciones en el subsuelo con estimulación por fractura hidráulica y test
de producción de los respectivos pozos para evaluar su potencial producción
comercial. Se trata, por tanto, no solo de actividades de perforación para
evaluar propiedades geológicas sino de trabajos experimentales de extracción de
gas mediante el uso del fracking. Cada perforación prevista
necesita un permiso especial y ha de constituirse un seguro de responsabilidad
civil para responder de posibles daños. Las empresas tienen hasta seis años
para realizar sus investigaciones y después han de pedir autorización para
comenzar a extraer esas reservas naturales. A pesar del gran interés que
despierta, todavía ninguna lo está extrayendo.
Concesiones de explotación, que deben incluir un plan general
de explotación y de desmantelamiento que comprenda también un estudio de
impacto ambiental.
Por otra parte, la configuración liberal del Estado como regulador, y no
como ejecutor de determinadas actividades, conduce al principio de riesgo y
ventura, lo que significa que la iniciativa de la actividad corresponde al
sector privado, toda vez que la L34 suprimió la reserva en favor del Estado que
figuraba en la Ley 21/1974, sin perjuicio de que, si lo considera oportuno, el
Estado pueda promover la investigación de un área concreta mediante la
convocatoria de los correspondientes concursos. En ese caso, que no se da
actualmente con la exploración de las lutitas pero sí se ha dado, por ejemplo,
en el impulso dado por el Estado al almacenamiento subterráneo de gas
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natural como reserva estratégica, las
empresas que quieran acceder a la actividad deberán acreditar su capacidad
legal, técnica y financiera para llevarla a cabo.
Lo obtengan como lo obtengan, los permisos de investigación facultan a
su titular para investigar en exclusiva la existencia de hidrocarburos en la
superficie que le otorgue la concesión, en las condiciones establecidas en la
normativa aplicable y de acuerdo con el plan de investigación previamente
aprobado. Asimismo, los permisos confieren al titular el derecho, en exclusiva
y en cualquier momento del plazo de vigencia de aquellos, de obtener
concesiones de explotación sobre la misma superficie. Las concesiones de
explotación facultan a su titular para realizar el aprovechamiento de los
recursos descubiertos y para proseguir los trabajos de investigación en el área
otorgada.
El reparto competencial entre administración central y autonómica
encuentra también su respuesta en la L34, que establece que las comunidades
autónomas son las competentes para el otorgamiento de los permisos de
investigación cuando estos afectan exclusivamente a su ámbito territorial,
mientras que la Administración general del Estado es responsable de los
permisos de investigación que abarquen superficies de dos o más comunidades o
se ubiquen, total o parcialmente, en medio marino. El Estado se reserva también
en exclusiva la potestad de autorizar las concesiones de explotación, que aún
no se han dado en España para el caso de las lutitas.
Ahora bien, los permisos de investigación y de explotación no significan
la autorización automática para la ejecución de ningún trabajo de campo, sino
que solamente otorgan el título demanial que reconoce al promotor exclusividad
para el aprovechamiento del demanio, pero no lo eximen del requisito de obtener
autorización específica para cada trabajo concreto, como pueda ser una
prospección sísmica o un sondeo. Lo que quiere decir, lisa y llanamente, que el
titular del permiso no tiene una patente de corso, sino que su concesión
investigadora o extractiva está sujeta a otras autorizaciones que los trabajos,
construcciones e instalaciones necesarias para el desarrollo del objeto del
permiso pudieran requerir por razones de ordenación del territorio y urbanismo,
fiscales, de protección del medioambiente, protección de los recursos marinos,
etcétera. En consecuencia, resulta interesante hacer un breve repaso del resto
de la legislación aplicable.
Empecemos por ver la legislación ajena a la L34 que afecta o puede
afectar a las explotaciones de gas de lutitas. Dejo para el final la
legislación
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de evaluación de impacto ambiental,
reformada mientras cerraba este capítulo, y me ocupo en primer lugar de las
aguas, cuya legislación puede convertirse en el verdadero talón de Aquiles de
la explotación de las lutitas en España, habida cuenta de que 14 millones de
españoles dependen de acuíferos para su abastecimiento doméstico.
La mayoría de los 70 permisos concedidos o solicitados en España se
concentran en dos grandes áreas (MIET, 2013): la primera y más extensa afecta
casi en su totalidad al País Vasco, pero también a parte de Asturias, Cantabria
y La Rioja, y a las provincias de Palencia, Burgos y parte de León y
Valladolid; mientras que la segunda se sitúa al norte del Ebro hasta alcanzar
los Pirineos, afectando a diferentes territorios de las provincias de Zaragoza,
Huesca y Lleida. En estos dos casos se trata de explotaciones que afectan
potencialmente a dos o más comunidades autónomas, por lo que los permisos se
resolverán en Madrid. También se han concedido permisos de investigación en
otras comunidades autónomas, como Andalucía, Comunidad Valenciana y Castilla-La
Mancha. En esta última, se han solicitado permisos en las inmediaciones de las
Lagunas de Ruidera, zona calcárea de gran interés natural, especialmente
sensible a las alteraciones y modificaciones del medio hídrico.
Si, como han hecho los activistas de Ecologistas en Acción (2012), se
superpone el mapa de los permisos de investigación (MIET, 2013) con el mapa de
unidades hidrogeológicas del Libro blanco de las aguas subterráneas (DGOH,
1995), puede comprobarse que alrededor del 80 % de los permisos de
investigación vigentes o solicitados se sitúan sobre acuíferos conocidos. Esto
no quiere decir que el 20 % restante no afecte a ningún acuífero, sino que la
escala del mapa no permite cartografiar los acuíferos de menor extensión e
importancia.
Por otra parte, de los permisos de investigación que afectan a acuíferos
conocidos, el 56 % de ellos se ubican sobre acuíferos calcáreos, especialmente
sensibles a la alteración física y a la contaminación química, por lo que el
riesgo de que se vean afectados por la aplicación de la fractura hidráulica
aumenta considerablemente y pondrán en alerta a los organismos de cuenca,
responsables del uso y la calidad de las aguas españolas.
El texto refundido de la Ley de Aguas de 20 de julio de 2001 (TRLA en
adelante), además de fijar como bien demanial las aguas continentales,
superficiales y subterráneas, establece las normas de funcionamiento de los
organismos de cuenca, que son las entidades encargadas de la elaboración de
Página 324
los planes hidrológicos de las
cuencas intercomunitarias e intracomunitarias como autoridad especializada,
descentralizada y participada para la planificación y gestión del agua. Para lo
que aquí nos interesa, asumen funciones de otorgamiento de autorizaciones y
concesiones referentes al dominio público hidráulico, salvo las relativas a las
obras y actuaciones de interés general del Estado, y la inspección y vigilancia
del cumplimiento de las condiciones de las concesiones y autorizaciones
relativas al dominio público hidráulico.
Por su parte, el Real Decreto 1514/2009 regula la protección de las
aguas subterráneas siguiendo las líneas marcadas por la directiva 2006/118/CE,
de 12 de diciembre de 2006, relativa a la protección de las aguas subterráneas
contra la contaminación y el deterioro, y los apartados 2.3, 2.4 y 2.5 del
anexo V de la directiva 2000/60/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 23
de octubre de 2000, por la que se establece un marco comunitario en el ámbito
de la política de aguas. Además de las disposiciones relativas al estado
químico de las aguas subterráneas, el Real Decreto 1514/2009 tiene por objeto
establecer criterios y medidas específicos para prevenir y controlar la
contaminación de las aguas subterráneas.
Los temas de policía de aguas, incluyendo los permisos de concesiones de
aprovechamiento de aguas superficiales o subterráneas, así como la autorización
de vertidos, son competencia de los organismos de cuenca, es decir, de las
confederaciones hidrográficas, cuyos técnicos están obligados a vigilar el
cumplimiento de algunos requisitos que se constituirán en cuellos de botella
para la tramitación de los permisos de investigación y explotación por fracking.
Sirva como ejemplo lo establecido en el artículo 100 del TRIA:
A los efectos de la presente Ley, se considerarán vertidos los que se
realicen directa o indirectamente en las aguas continentales, así como en el
resto del dominio público hidráulico, cualquiera que sea el procedimiento o
técnica utilizada. Queda prohibido, con carácter general, el vertido directo o
indirecto de aguas y de productos residuales susceptibles de contaminar las
aguas continentales o cualquier otro elemento del dominio público hidráulico,
salvo que se cuente con la previa autorización administrativa.
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O lo que figura en el artículo 102,
que se ocupa de la autorización de vertidos en acuíferos y aguas subterráneas,
que parece especialmente pensado para el fracking:
Cuando el vertido pueda dar lugar a la infiltración o almacenamiento de
sustancias susceptibles de contaminar los acuíferos o las aguas subterráneas,
solo podrá autorizarse si el estudio hidrogeológico previo demostrase su
inocuidad.
Los contaminados fluidos de retorno de las explotaciones de fractura
hidráulica no podrán verterse sin depurar, pues el artículo 101 exige que los
solicitantes de vertidos deberán
especificar las instalaciones de depuración necesarias y los elementos
de control de su funcionamiento […] acreditando ante la Administración
hidráulica la adecuación de las instalaciones de depuración, y los elementos de
control de su funcionamiento, a las normas y objetivos de calidad de las aguas.
Asimismo, con la periodicidad y en los plazos que reglamentariamente se
establezcan, los titulares de autorizaciones de vertido deberán acreditar ante
la Administración hidráulica las condiciones en que vierten.
Esos y otros requisitos de control de calidad de las aguas, que las
maniobras políticas de Cheney lograron sustraer de la legislación
estadounidense de control de la contaminación hídrica, pueden constituirse en
una barrera difícil de superar para las explotaciones de fracking en
nuestro país, pues establecen unos condicionantes legales y temporales que
pueden complicar extraordinariamente el trámite de los permisos, lo que los
impulsores de los proyectos, fascinados por el boom estadounidense,
parecen no haber tenido en cuenta.
Veamos ahora otros procedimientos a los que deben atenerse las
explotaciones de fractura hidráulica: los procedimientos de evaluación de
impacto ambiental (EIA, en adelante). Empecemos por recapitular hasta situarnos
a finales de noviembre de 2013, cuando se modificó definitivamente la Ley de
EIA.
El texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de
proyectos, aprobado por Real Decreto Legislativo 1/2008 de 11 de enero
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(TREIA en adelante), incorporó a la
legislación española las directivas europeas EIA. Ese era el marco general a
que debían atenerse las explotaciones mineras de cualquier naturaleza,
excluyendo obviamente las de fractura hidráulica, desconocidas en Europa antes
de la presente década.
El TREIA establecía dos grupos de proyectos: los contemplados en el
anexo I, que son los sometidos directamente a la EIA; y los del anexo II, en el
que se incluían los proyectos para los que el órgano ambiental debe determinar
si se someten al mismo procedimiento de los proyectos del anexo I o si se
realiza una evaluación abreviada.
Para lo que nos interesa, los proyectos de extracción de petróleo y gas
natural con fines comerciales, cuando su producción diaria exceda de 500
toneladas en el caso del petróleo o de 500 000 m3 para el gas,
se encuentran en el anexo I, así como todos los proyectos del anexo II cuando
la EIA fuera requerida por la normativa autonómica. Naturalmente, en España no
hay explotaciones de hidrocarburos que se acerquen ni de lejos a los volúmenes
de producción contemplados para los proyectos del anexo I. Como, por otro lado,
el fracking no era una actividad conocida en nuestro país, ni
que decir tiene que su autorización no requería EIA.
Ante el vacío legal y las protestas que reclamaban que fuera sometido a
EIA, sobre todo a raíz de que la inyección de gas en el subsuelo hubiera
provocado movimientos sísmicos en la costa mediterránea (recuérdese el caso de
la plataforma Castor), el Gobierno movió ficha de forma sorprendente. El 30 de
mayo de 2013 se debatió en el Congreso de los Diputados el proyecto de ley para
la garantía del suministro e incremento de la competencia en los sistemas
eléctricos insulares y extrapeninsulares. Sorprendentemente, el proyecto, que
nada tenía que ver con el fracking, incluía una disposición
que, de facto, daba vía libre a la fractura hidráulica en España.
En su disposición final tercera se modificaba el TREIA añadiendo un
nuevo párrafo (e) al anexo I con la siguiente redacción:
Los proyectos consistentes en la realización de perforaciones para la
exploración, investigación o explotación de hidrocarburos que requieran la
utilización de técnicas de fracturación hidráulica.
De esa forma, la EIA para el fracking se incorporaba al
anteproyecto de Ley de EIA que por entonces estaba en trámite parlamentario. El
jueves 28 de
Página 327
noviembre el Congreso de los
Diputados aprobó definitivamente la Ley, que incluía en el anexo I la citada
disposición final, lo que suponía que, sin que mediase debate alguno, el fracking se
aprobaba en España. Además, al someterlo a la evaluación de impacto ambiental
ordinaria, no se incluyen los estudios sísmicos que la oposición había
solicitado que fueran preceptivos en las explotaciones de fractura hidráulica.
Además, la nueva Ley de EIA simplificaba la tramitación de los
expedientes y limitaba la participación pública, lo que en la práctica
significa que los colectivos afectados dejarán de tener el peso específico que
ahora tienen en la tramitación de proyectos potencialmente dañinos para el
medioambiente.
En 2005, siendo presidente de EE. UU. George W. Bush, el Congreso aprobó
una ley sobre la energía (Energy Policy Act) que incluía la llamada “cláusula
energética”, que eximía a la industria del gas de respetar las leyes de
protección del agua potable (Clean Water Act y Safe Drinking Water Act)
y otra serie de reglamentos destinados a la protección del medioambiente.
Además, se impedía el control por parte de la Agencia de Protección
Medioambiental (EPA) sobre las actividades de fractura hidráulica. La exención
se conoce con el nombre de “gatera de Halliburton” o “vacío legal de
Halliburton”.
Con la nueva Ley de EIA, España tenía ya su particular y carpetovetónica
“gatera de Halliburton”.
Sigue la fiesta americana
Subámonos a la máquina del tiempo de H. G. Wells y pongámonos a
comienzos de 2004, con el precio del barril WTI a 40 dólares, un precio elevado
en comparación con las décadas anteriores pero que no parecía preocupar a los
consumidores estadounidenses, que pagaban el litro de gasolina a unos 25
céntimos de euro (2 US$/galón), mientras los europeos pagábamos la de 95 a poco
más de un euro. Los periódicos se ocupaban más del escaso vestuario, con pecho
furtivo incluido, de Janet Jackson en la Superbowl y del presidente Bush
disfrazado de Rambo en la cubierta del portaviones USS Abraham Lincoln (Lerch,
2014). Nadie fuera del mundillo energético había oído hablar del pico del
petróleo, ese pensamiento inoculado por algunos agoreros que anunciaban la
proximidad de los límites físicos de la
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producción global de crudo y
pronosticaban tiempos de petróleo escaso y caro.
Por el contrario, todo el mundo estaba seguro de que durante las
próximas décadas habría petróleo abundante y barato. La US EIA lo tenía muy
claro. El escenario de referencia de su pronóstico para 2025 (US EIA, 2005)
predecía que el precio del barril para el año que cerraría el primer cuarto del
tercer milenio sería de 30 US$ (unos 37 en dólares de 2013). Lo repito por si
no ha quedado suficientemente claro: los taumaturgos de la agencia oficial del
Departamento de Energía del país que consume más petróleo del mundo decían en
2005 que el petróleo estaría más barato que en 2004.
Mientras los expertos de la agencia estadounidense y sus compañeros de
la AIE jugaban con unas cifras increíbles que sostenían un sueño imposible, la
serpiente de la volatilidad de los precios se incubaba en su huevo. En ese
mismo año 2005 comenzó la escalada de los precios que en 2008 superaría una
barrera que parecía impensable: los 100 dólares por barril. Entonces empezaron
las maquinaciones financieras y tecnológicas. Si el petróleo escaseaba, pero
los adictos consumidores estaban dispuestos a pagarlo al precio que fuera,
había llegado el momento de buscar en el baúl de los inventos donde descansaban
los combustibles no convencionales y los sofisticados, cuando no disparatados,
mecanismos que podían extraerlos. También había que reivindicar a las nucleares
y —qué se iba a hacer— a empezar a tomarse en serio a las malditas renovables.
Han pasado diez años y uno pensaba que, visto lo visto y comprobados sus
acertados pronósticos, la agencia estadounidense habría hecho propósito de
enmienda y sus responsables comenzarían a preparar un futuro en que deberíamos
destetarnos de la petroubre terrestre. Nada más lejos de la realidad. En la
primera quincena de enero de 2014, el Departamento de Energía ha hecho público
su avance de informe anual (US EIA, 2014) en el que, como hacía en 2004, sigue
erre con erre con su pronóstico de petróleo abundante a los precios vigentes o
incluso menores.
Y lo hace cimentando sus posiciones en disparates como que de las
lutitas de Monterey van a producirse más de 15 KMbl, calculando dicha
producción por el procedimiento simple y expeditivo de suponer que cada pulgada
cuadrada de ese campo aún no probado va a producir más crudo y de mejor calidad
que cualquier otro campo de Estados Unidos. Suponga usted que hace de zahorí y
detecta en su pueblo un manantial con una capacidad de producción digamos que
de un millón de litros por segundo. Coja usted ahora
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la superficie de la España peninsular
y multiplíquela por la producción del manantial de marras. Tendrá usted agua
para tomar y exportar. Ahora bien, cualquier aficionado no ya a la
hidrogeología sino al pensamiento lógico le dirá que hacer tal cosa es un
disparate. Pues eso precisamente hace la US EIA en el caso de Monterey,
apoyándose en un informe poco fiable (por decirlo suavemente) del que me he
ocupado en el capítulo 5. Aun así, basta con que los analistas de la US EIA lo
hayan incluido en sus pronósticos para que la cofradía de la industria, los
medios, el Gobierno de Obama y los epulones de guardia nos machaquen con esa
cifra.
Pero no nos cebemos con Monterey y profundicemos en el recién parido
informe, cuyo núcleo central es que Estados Unidos producirá 9,61 Mbd en 2019,
lo que igualará el máximo histórico de 1970. Aquí está el primer mensaje:
sigamos quemando. Luego, a partir de 2021, la producción estadounidense irá
decreciendo gradualmente hasta alcanzar los 7,5 Mbd, más o menos la producción
diaria de 2013. Es todo un sueño: el país puede seguir a lo suyo hasta la
próxima década, cuando habrá que ir preparándose suavemente para un nuevo
escenario. Largo lo fían.
Ese pronóstico de color rosa lo sustentan en un aumento significativo y
una consolidación de la producción petrolífera procedente de los campos de
lutitas, para los que pronostican una producción acumulada de 42,8 KMbl en
2040. Cualquiera que no esté muy interesado en el tema y vea esa cifra pensará
que los expertos de la US EIA saben dónde, cómo y cuándo encontrar y explotar
semejante flujo de petróleo. Pasemos a comprobarlo.
Como puede verse en las tablas que aparecen en el capítulo 5,
aproximadamente el 74 % del petróleo de lutitas norteamericano proviene de dos
campos: Bakken, en Dakota del Norte, e Eagle Ford, en Texas. Ambos campos
alcanzarán su pico productivo hacia 2016-2017, aunque podrán llegar a producir
unos 11 KMbl hacia 2035, siempre y cuando se logren perforar 48 000 nuevos
pozos, lo que significa multiplicar por cinco los que existen actualmente.
Ahora bien, Bakken e Eagle Ford son el “no va más” de los campos: ningún otro
se les acerca en cantidad ni calidad en el crudo que producen. Así las cosas,
producir 31,8 KMbl de otros campos menos productivos es el sueño de una noche
de verano.
Pero no acaba ahí la cosa. Cuanto más se pone el foco en los datos,
menos se fía uno de ellos. Usando extrapolaciones semejantes a las de Monterey,
esto es, suponiendo que cada pulgada cuadrada de cada uno de los campos de
lutitas no probados produzca tanto y tan bueno como Bakken o Eagle Ford, el
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informe acumula miles de millones de
barriles en algunos campos que he incluido en las mencionadas tablas, y cuyo
rendimiento productivo real está muy lejos de lo que anuncia el informe, en el
que, por citar dos casos, se pronostica que Austin producirá 7,3 KMbl y Permian
otros 5,3, mientras que el resto se adjudica a otros campos menores hasta
completar los 31,8 KMbl.
Pues nada, asumamos el trágala pero preguntemos a los expertos qué pasa
con las espectaculares tasas de declive de esos campos, que son el auténtico
talón de Aquiles de los mismos: la tasa de declive de los pozos de Eagle Ford
es del 60 % el primer año y la equivalente de Bakken es del 69 % (véase la
figura 29). Como he dicho al comentar esas elevadas tasas, al igual que las
correspondientes a los campos de gas de lutitas, compensar la caída en
“tobogán” de la producción exige una cinta sinfín de perforaciones. Ahora bien,
acumular pozos tiene un límite económico y sobre todo físico. Cuando se alcanza
dicho límite, en unos 10-12 años (dependiendo de las tasas de perforación)
Bakken e Eagle Ford, como el resto de los campos, irán al colapso productivo.
Si usted me paga diez euros por cortarle el césped, es probable que
hacer el esfuerzo no me compense. Ahora bien, si me ofrece 100, es probable que
sí. Ese es el típico argumento epulón: como los precios están altos, se puede
perforar a costes más elevados. Parece lógico, ¿no? Pero como la lógica no
entra en el rosado paraíso de los analistas de la US EIA, en el futuro Estados
Unidos no dispondrá solamente de más petróleo (que, al proceder de yacimientos
no convencionales, tendrá costes de producción más elevados), sino que los
consumidores podrán adquirirlo a precios más baratos que los actuales. Los
mismos analistas que en 2004 preveían costes de 30 US$ por barril para la
década siguiente ahora dicen, en 2014, con el barril a más de 100 US$, que en
2018 habrá bajado hasta 88 y que después irá subiendo al ritmo de la inflación
anual, que dicen será del 1,5 % al 2,5 %.
Así las cosas, ¿es creíble esa proyección de 9,61 Mbd para la producción
estadounidense en 2019? Pues parece que no, y la experiencia de las
proyecciones anteriores, siempre fallidas, no aumenta la confianza en los
pronósticos. Pero no importa, todo el mundo las asumirá como ciertas porque,
¿quién se acuerda de lo que pasó ayer cuando le espera un futuro mejor?
No sea usted aguafiestas, hombre. La fiesta continúa.
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MANUEL PEINADO LORCA (Granada, España, 1953) estudió Ciencias Biológicas
en la Universidad de Granada, donde se licenció con la calificación de
Sobresaliente y posteriormente se doctoró en la Universidad Complutense de
Madrid con una tesis doctoral titulada “La vegetación de la cuenca Alta del río
Guadiana”, dirigida por el profesor Esteve Chueca y defendida con la
calificación de Sobresaliente Cum Laude en 1978. Trabajó como
colaborador y profesor en ambas universidades y en la de Alcalá, donde, después
de que en 1981 ganara por oposición la plaza de profesor Adjunto de Botánica en
la Universidad Complutense de Madrid, ejerce como catedrático de Biología
Vegetal desde 1988 e investigador del Instituto Franklin de Estudios
Norteamericanos.
Afiliado al PSOE, fue alcalde de Alcalá de Henares desde 1999 a 2003. En
el PSOE federal es actualmente miembro del Consejo Asesor para la Transición
Ecológica de la Economía y responsable del Grupo Federal de Biodiversidad.
Ha sido jugador de balonmano en los equipos Iberia LAE, Urbis, Estadio
OJE, Universitario de Granada y Juventud Alcalá.
Notas
[1] https://www.dropbox.com/s/xtkfnsxejy6uhwb/Notas_Finales.pdf.
https://www.dropbox.com/s/c6d8njesrllv5e2/Referencias_bibliograficas.pdf.
[3] el punto de vista de su disponibilidad y de su facilidad de transformación en combustibles listos para el consumo, los hidrocarburos se suelen clasificar en convencionales y no convencionales. Se denominan hidrocarburos no convencionales no porque sean hidrocarburos con características nuevas sino por las técnicas usadas para extraerlos. Nos ocuparemos con mayor detalle en los capítulos 4 y 5.
FIN
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