Desde hace tres años vengo sosteniendo que la fractura hidráulica o fracking es un timo, una tesis que publiqué en mi libro El fracking ¡Vaya timo! y que apoyo con más datos en un nuevo libro Fracking: El espectro que sobrevuela Europa, que muy pronto publicará la editorial Icaria. He aprovechado este puente para traducir un artículo que publicó Nature en su último número de 2014 en el que se resumen los argumentos que me convencieron después de estudiar el asunto en 2013.
Aquí os dejo la traducción, que incluye la única figura que contenía el artículo.
La falacia del fracking
Los Estados Unidos confían en
décadas de abundante gas natural para alimentar su recuperación económica. Eso
puede ser una ilusión.
Por Mason
Inman
Nature, 516: 28-30 (4 de diciembre de 2014)
Cuando el presidente
Barack Obama habla sobre el futuro, prevé una floreciente economía estadounidense
alimentada en gran medida por ingentes cantidades de gas natural surgida de
pozos domésticos. «Tenemos un suministro de gas natural que puede durarnos casi
100 años», dijo en 2012 en su discurso sobre el Estado de la Unión.
La declaración de Obama
refleja un optimismo que ha calado en Estados Unidos. Se debe al fracking -o fractura
hidráulica- que ha hecho posible extraer gas natural a un precio relativamente
bajo a partir de rocas de grano fino conocidas como lutitas. El eco de términos
tales como «revolución de las lutitas» y «abundancia energética» resuena en las
salas de juntas de las corporaciones.
Las empresas están apostando
fuerte por los pronósticos de gas natural barato y abundante. Durante los
próximos 20 años, se espera que las industrias y los productores energéticos de
Estados Unidos y de la electricidad inviertan cientos de miles de millones de
dólares en nuevas plantas que funcionan con gas natural y se están invirtiendo miles
de millones de dólares más en la construcción de instalaciones exportadoras que
permitan a Estados Unidos enviar gas natural licuado a Europa, Asia y América
del Sur.
Todas estas inversiones
se basan en la expectativa de que la producción de gas de Estados Unidos crecerá
durante décadas, como dicen las previsiones oficiales de la Administración de
Información de Energía de Estados Unidos (EIA). Tal y como dijo el pasado año Adam
Sieminski, director de la agencia: «En lo que respecta al gas natural, la EIA
no tiene ninguna duda de que la producción puede seguir creciendo hasta 2040».
Sin embargo, un análisis cuidadoso de los supuestos sobre los que descansan esas
previsiones alcistas sugiere que pueden ser demasiado optimistas, en parte
debido a que las predicciones del gobierno se basan en estudios poco fiables de
las principales formaciones de lutitas, o campos. Los investigadores que están
analizando esas formaciones con mucho más detalle están formulando pronósticos
más conservadores. Sus cálculos indican que esas formaciones tienen puntos relativamente
pequeños – «los puntos dulces»- en las que resultará rentable extraer gas.
Esos resultados son «malas
noticias», dice Tad Patzek, director del Departamento de Ingeniería del Petróleo
y Geosistemas de la Universidad de Texas en Austin, y miembro del equipo que
está llevando a cabo el análisis en profundidad. Según dice, cuando las
empresas tratan de extraer gas de lutitas tan rápido como sea posible para exportarlo
en grandes cantidades, «estamos preparándonos para un fiasco tremendo».
Eso podría tener
repercusiones mucho más allá de los Estados Unidos. Si la producción
estadounidense de gas natural cae, los planes para exportar grandes cantidades
en el extranjero podrían esfumarse. Y las naciones que esperan explotar sus
propias formaciones de lutitas pueden repensárselo. «Si empieza a notarse que
el asunto va a terminar en llanto en Estados Unidos, eso impactará sin duda en el
entusiasmo que muestran diferentes partes del mundo», dice el economista Paul
Stevens, de Chatham House, un centro de estudios con sede en Londres.
La idea de que el gas
natural será abundante ha significado un fuerte cambio en las tendencias
pesimistas que prevalecieron hasta hace unos cinco años. A lo largo de la
década de 1990, la producción de gas natural de Estados Unidos había entrado en
una meseta. Como el gas suministra una cuarta parte de la energía de Estados
Unidos, se habían generado serias preocupaciones de que los suministros se
reducirían y la nación pasaría a depender de las importaciones. La EIA, que
recoge los datos energéticos y proporciona una previsión a largo plazo de la
energía de Estados Unidos, proyectaba en una fecha tan cercana como 2008 que la
producción estadounidense de gas natural seguiría siendo plana durante el
siguiente par de décadas.
Entonces, el auge de las
lutitas pilló desprevenidos a todos. Se basaba en la tecnología del fracking
que se conocía desde hacía décadas, pero que se consideraba demasiado cara para
aplicarla a las lutitas cuando los precios del gas eran demasiado bajos. Sin
embargo, en la década de 2000 los precios subieron lo suficiente como para
incitar a más empresas a fracturar las formaciones de lutitas. En combinación
con las nuevas técnicas de perforación de largos pozos horizontales, la
producción estadounidense de gas natural alcanzó un máximo histórico, lo que permitió
que la nación recuperara el título que había ostentado anteriormente durante décadas:
ser el mayor productor de gas natural del mundo.
Figura incluida en el artículo
BATTLE OF THE
FORECASTS: LA BATALLA DE LOS PRONÓSTICOS
La producción de gas natural de Estados Unidos
está creciendo rápidamente y la EIA predice un crecimiento a largo plazo. Pero
los estudios de la Universidad de Texas cuestionan esa predicción.
Arriba: LAS
CUATRO GRANDES FUENTES
El equipo de Texas ha hecho los pronósticos para
los cuatro campos de lutitas más productivos. Sus análisis indican que la
producción de gas alcanzará pronto su tope y después se desplomará rápidamente,
lo que es una previsión mucho más pesimista que la ofrecida por la EIA y por
otras compañías como Goldman Sachs.
Abajo: PRODUCCIÓN
ESTADOUNIDENSE DE GAS NATURAL
Datos históricos y pronósticos de la EIA
Eje Y: Producción de gas natural
en miles de millones de metros cúbicos al año.
Shale gas, other plays: Gas
procedente de otros campos de lutitas.
Shale gas, big four plays: Gas
procedente de los cuatro campos más productivos.
Unconventional other than shale:
Gas procedentes de fuentes distintas a las lutitas.
Offshore (excluding Alaska): Mar
adentro (excluyendo a Alaska).
Onshore conventional (excluding
Alaska): Convencional terrestre (excluyendo Alaska)
No breakdown available: Datos no
disponibles.
Etiqueta negra: Las lutitas han
llevado a Estados Unidos a producciones récords.
Rocas ricas
Gran parte del crédito se
debe a la formación de lutitas Marcellus, que se extiende a través de Virginia
Occidental, Pensilvania y Nueva York. Debajo de colinas densamente arboladas,
las empresas han perforado más de 8.000 pozos durante varios años y están añadiendo
cerca de 100 más cada mes. Cada pozo se dirige hacia abajo durante unos dos
kilómetros antes de virar hacia un lado y serpentear más de un kilómetro a
través de la lutita. El Marcellus suministra en estos momentos 385 millones de
metros cúbicos de gas diarios, una cantidad más que suficiente para abastecer
la mitad del gas que actualmente se quema en las centrales eléctricas de
Estados Unidos.
Una parte sustancial del
resto del suministro de gas estadounidense proviene de otros tres yacimientos
de esquisto -Barnett en Texas, Fayetteville en Arkansas y Haynesville, a
caballo de la frontera Louisiana-Texas. Juntos, estos «cuatro grandes» campos suman
más de 30.000 pozos y son responsables de dos tercios de la producción actual
de gas de lutitas de Estados Unidos.
La EIA -como casi todos
los otros pronosticadores- no había previsto el boom que se avecinaba y, por
tanto, habían subestimado la cantidad de gas que provendría de las lutitas.
Pero a medida que el boom se desarrollaba, la agencia elevó sustancialmente sus
expectativas a largo. El escenario «caso de referencia» de su Annual Energy Outlook 2014, basado en la
expectativa de que los precios del gas natural se incrementarán gradualmente
pero seguirán siendo relativamente bajos- muestra que la producción estadounidense
crecerá hasta 2040 impulsada por un gran aumento del gas de lutitas.
La EIA no ha publicado
sus proyecciones individuales para los campos de gas de lutitas, pero se los ha
cedido a Nature. En el pronóstico de
su último caso de referencia, la producción de los cuatro grandes campos
continuará subiendo rápidamente hasta 2020, y luego entrará en meseta durante
al menos 20 años. Otros campos de gas de lutitas mantendrían el boom hasta el
año 2040 (véase la «Batalla de los pronósticos»).
Los analistas de la
industria del petróleo crean sus propias previsiones de gas de lutitas, que
generalmente se aproximan a los de la EIA. «La previsión de la EIA está
bastante cerca del consenso»", dice el economista Guy Caruso, del Centro
de Estudios Estratégicos e Internacionales en Washington DC, que fue director
de la agencia. Sin embargo, esas consultoras raramente dan a conocer los
detalles que hay detrás de sus pronósticos. Eso hace que sea difícil evaluar y
discutir sus supuestos y métodos, argumenta Ruud Weijermars, geocientífico de
la Universidad A & M en College Station, Texas. Los estudios de la
industria y de las consultoras son «totalmente diferentes en el campo de la
revisión por pares», dice.
Para proporcionar
pronósticos rigurosos y transparentes sobre la producción de gas de lutitas, un
equipo de una docena de geocientíficos, ingenieros petroleros y economistas de
la Universidad de Texas en Austin ha pasado más de tres años haciendo un
sistemático conjunto de análisis de los principales yacimientos de lutitas. La
investigación fue financiada con una subvención de 1,5 millones de dólares
americanos de la Fundación Alfred P. Sloan sita en la ciudad de Nueva York, y
ha estado apareciendo gradualmente en revistas [1-5], conferencias y
presentaciones académicas. Hasta ahora, esa investigación es la «máxima
autoridad» en este ámbito, dice Weijermars.
Si los precios de gas
natural evolucionaran según el escenario que la EIA utiliza en su informe anual
de 2014, el equipo de Texas pronostica que la producción de los cuatro grandes campos
alcanzaría su punto máximo en 2020, y entrarían en declive a partir de
entonces. En 2030, estos campos estarían produciendo solamente la mitad de los
que dice el caso de referencia de la EIA. Incluso los escenarios más
conservadores de la agencia parecen ser más optimistas que las previsiones del
equipo de Texas. «Obviamente, no están muy de acuerdo con los resultados de la
EIA», dice Patzek.
La principal diferencia
entre las previsiones de Texas y la de la EIA descansa en la precisión con la
que se han hecho los análisis. El de la EIA analiza cada campo condado a
condado, calculando una productividad media para esa zona. Pero los condados frecuentemente
cubren más de 1.000 km2, lo suficientemente grandes como para contener
miles de pozos horizontales. El equipo de Texas, por el contrario, divide cada campo
en parcelas de una milla cuadrada (2,6 km2), una resolución al menos
veinte veces más precisa que la de la EIA.
La resolución importa,
porque cada campo tiene puntos dulces que producen una gran cantidad de gas y
grandes áreas en las que los pozos son menos productivos. Las empresas perforan
primero los puntos dulces, por lo que los pozos perforados en el futuro pueden
ser menos productivos que los actuales. Hasta ahora, el modelo de la EIA ha
asumido que los pozos futuros serán al menos tan productivos como los pozos antiguos
del mismo condado. Pero este enfoque, argumenta Patzek, «conduce a resultados
demasiado optimistas».
La elevada resolución de
los estudios de Texas permite que su modelo distinga los puntos claves de las
áreas marginales. Como resultado, dice el codirector Scott Tinker,
geocientífico de la Universidad de Texas en Austin, «hemos sido capaces de
decir, más que lo que lo que sucedió en el pasado, lo que va a pasar en el
futuro».
Los estudios de Texas y
la EIA también difieren en la forma en que estiman el número total de pozos que
podrían ser perforados económicamente en cada campo. La EIA no establece
explícitamente ese número, pero su análisis parece requerir más pozos que la
evaluación de Texas, que excluye áreas donde sería difícil perforar, como
debajo de los lagos o de las grandes ciudades. Esas características del modelo
se eligieron por «realidad mimética», dice Tinker y se basan en la larga
experiencia en la industria petrolera de los miembros del equipo.
ALTERNATIVAS FUTURAS
Las previsiones más bajas
del equipo de Texas encajan con unos estudios independientes que utilizan
métodos más simples. Los estudios realizados por Weijermars [6], así como los
de Mark Kaiser [7] de la Universidad Estatal de Louisiana en Baton Rouge y del
geólogo jubilado del Servicio Geológico de Canadá David Hughes [8], sugieren
que un aumento de la producción como el previsto en los pronósticos de la EIA,
requeriría un incremento significativo y sostenido de la perforación en los
próximos 25 año que no puede ser rentable.
Algunos expertos de la
industria están impresionados por las evaluaciones de Texas. Richard Nehring,
analista de petróleo y gas de Nehring Associates en Colorado Springs, Colorado,
que opera con una base de datos ampliamente utilizada de los campos de petróleo
y gas, dice que el método del equipo es el «que debería seguirse en todas las
evaluaciones de recursos no convencionales».
Patzek dice que el método
de la EIA es una «conjetura bienintencionada». Pero él y otros se resisten a tirar
demasiado a la baja. La EIA está haciendo «lo mejor que puede con los recursos
y los plazos que tienen», dice Patzek. Su presupuesto para 2014 -que cubre la
recopilación de datos y formular las previsiones para todos los tipos de
energía- ascendió a apenas 117 millones de dólares estadounidenses, que es lo
que cuesta perforar de una docena de pozos en las lutitas de Haynesville. La
EIA «vale lo que cuesta», dice Caruso.
«Siempre pensé que estábamos mal
financiados. A la EIA se le pide que haga cada vez más con cada vez menos».
Patzek reconoce que las previsiones sobre los campos de lutitas «son muy, pero
que muy difíciles e imprecisas», en parte porque las tecnologías y los métodos de
perforación están evolucionando rápidamente. En los campos recientes, las
empresas están trabajando todavía en los mejores lugares para perforar. Y
todavía no está claro cómo se pueden acumular los pozos sobre el terreno antes
de que interfieran significativamente unos con otros.
Representantes de la EIA
defienden las evaluaciones de la agencia y sostienen que no deben compararse
con los estudios de Texas, porque utilizan diferentes supuestos e incluyen
muchos escenarios. «Los modelos de unos y otros modelos son valiosos y, en
muchos aspectos, se alimentan entre sí», dice John Staub, líder del equipo de
la EIA en análisis de exploración y producción de petróleo y gas. «De hecho, la
EIA ha incorporado ideas del equipo de la Universidad de Texas», dice Staub.
Sin embargo, en un artículo
[9] publicado online el 14 de octubre dos analistas de la EIA reconocían
problemas con los métodos seguidos hasta el momento por la agencia. Argumentan
que sería mejor recurrir a mapas geológicos de alta resolución y señalan a los
generados por el equipo de Texas como un ejemplo de cómo estos modelos podrían
mejorar los pronósticos delineando los puntos dulces. El artículo lleva el
aviso de que las opiniones de los autores no son necesariamente las de la EIA,
pero de hecho la agencia planea utilizar un nuevo enfoque en esa línea cuando
evalúe el campo Marcellus para su informe anual de 2015. (Cuando Nature pidió a los autores de ese artículo
una entrevista en cuestionario, desviaron las preguntas a Staub.)
ÉXITO O RUINA
Los miembros del equipo
de Texas todavía están debatiendo las implicaciones de su propio estudio.
Tinker es relativamente optimista al argumentar que las estimaciones del equipo
son «conservadoras», por lo que la producción real podría llegar a ser más alta.
Dice que los cuatro grandes campos de gas de lutitas supondrán «una
contribución bastante notable de gas natural doméstico durante las próximas
décadas. Hemos comprado algo de tiempo». Patzek argumenta que la producción
real podría ser aún más baja que la pronosticada por el equipo. Habla de que se
alcanzara un pico en la próxima década más o menos y después de eso, «habrá un
declive bastante acelerado». «En ese momento habrá una sorpresa muy
desagradable para Estados Unidos». Cree que los precios del gas se elevarán bruscamente
y que la nación puede terminar construyendo más plantas industriales y más vehículos
que funcionen con gas de lo que será capaz de permitirse». Concluye que «pase
lo que pase y se mire cómo se mire, no puede ser bueno para la economía de
Estados Unidos».
Si la predicción es complicada para Estados Unidos, que puede
basarse en los datos de decenas de miles de pozos de gas lutitas, la
incertidumbre es mucho mayor en los países con menos pozos. La EIA ha encargado
estimaciones del potencial mundial de las lutitas a Advanced Resources
International (ARI), una consultora en Washington DC, que concluyó en 2013 que las
formaciones de lutitas de todo el mundo esquisto formaciones en todo el mundo
es probable que contengan un total de 220 billones de metros cúbicos de gas
natural recuperable [10]. A las tasas actuales de consumo de gas natural –que suministra
una cuarta parte de la energía mundial- eso supondría un suministro para 65
años. Sin embargo, el informe ARI no establece ni el rango de incertidumbre de
sus estimaciones ni la cantidad de gas que podría económicamente extraíble.
Las cifras de ARI son «extremadamente
dudosas», argumenta Stevens. «Es como pronosticar el tiempo mojándose un dedo y
agitándolo en el aire». Stevens cita evaluaciones de ARI en las que estimaba
que en Polonia tenía los mayores recursos de gas de lutitas en Europa. Entre
2011 y 2013, ARI redujo en un tercio su estimación para las áreas más
prometedoras de Polonia, argumentando que algunos pozos de prueba habían dado
menos de lo previsto. Mientras tanto, el Instituto Geológico Polaco hizo su
propio estudio [11], en el que calculó que en esas mismas zonas había menos de
una décima parte del gas que figuraba en la estimación inicial de ARI.
Si el suministro de gas estadounidense
se seca más rápido de lo que se espera –o la oposición ambiental se hace más
fuerte- los países como Polonia serán menos propensos a tener sus propios booms
de lutitas, dicen los expertos.
Por el momento, sin
embargo, reina el optimismo sobre el gas de Lutitas, especialmente en Estados
Unidos. Y eso es lo que le preocupa a algunos expertos en energía. «Hay una tremenda
incertidumbre», dice Nehring. «El problema es que la gente dice, “Sólo dame una
cifra”. Las cifras sencillas, incluso si son erróneas, son mucho más
reconfortantes».
Mason Inman es un
escritor independiente en Oakland, California.
Referencias
1. Patzek,
T. W., Male, F. & Marder, M. Proc. Natl Acad. Sci. USA 110, 19731–19736 (2013).
2. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (8), 62–73 (2013).
3. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (9), 88–95 (2013).
4. Browning, J. et al. Oil Gas J. 112 (1), 64–73 (2014).
5. Gülen, G., Browning, J., Ikonnikova, S.
& Tinker, S. W. Energy 60,
302–315 (2013).
6. Weijermars, R. Appl. Energy 124, 283–297 (2014).
7. Kaiser, M. J. & Yu, Y. Oil Gas J. 112 (3), 62–65 (2014).
8. Hughes, J. D. Drilling Deeper (Post Carbon Institute, 2014); available at
http://go.nature.com/o84xwk.
9. Cook, T. & Van Wagener, D. Improving
Well Productivity Based Modeling with the Incorporation of Geologic
Dependencies (EIA, 2014); available at http://go.nature.com/dmwsdd.
10. US Energy Information Administration
Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources (EIA, 2013);
available at http://go.nature.com/mqkmwx.
11. Assessment of Shale Gas and Shale Oil
Resources of the Lower Paleozoic Baltic–Podlasie–Lublin Basin in Poland — First
Report (Polish Geological Institute, 2012); available at
http://go.nature.com/lw8fg7.
