Otro oro negro, el 'shale gas', resucita muchos de los yacimientos agotados y provoca un nuevo equilibrio de la producción y la dependencia energíética de los países.
Lo acontecido en los dos o tres últimos años en Estados Unidos con el sorprendente despegue de la producción del llamado gas no convencional (shale gas) supondrá, según los expertos, una modificación del mapa geopolítico mundial y un reequilibrio de la producción y la dependencia energíética. Rusia (primer productor mundial de gas) y Oriente Medio perderán poder en favor de Estados Unidos, Canadá (donde Petrochina ha anunciado una inversión de 5.400 millones en un proyecto de shale gas) y otros países como China o Australia, ya que estos hidrocarburos se pueden extraer en zonas no petrolíferas (en Europa destacan las reservas de Polonia y Francia).
Estados Unidos ha pasado de ser importador a tener la perspectiva de autoabastecerse con el gas que produce: en tan solo un año (entre 2007 y 2008) sus reservas crecieron un 50% gracias al gas no convencional y que representa ya el 25% del total de su producción de gas natural. En el mundo se calculan recursos de 600.000 bcm (mil millones de metros cúbicos) de shale gas, de los cuales, 80.000 bcm corresponden a Estados Unidos.
Este país tiene siete yacimientos con 3.000 instalaciones (cada mes se incorporan 150). El emplazamiento más importante es el de Barnett (en Texas), con 10.000 pozos, que supone la mitad de toda la producción de gas del país.
El declive de los campos tradicionales llevó a las petroleras estadounidense a aplicar las nuevas tíécnicas de extracción del shale gas, con las que han logrado el rejuvenecimiento de los viejos campos y que en poco tiempo se haya invertido la tendencia a la baja de la producción (ver gráfico). El nuevo oro negro ha llegado en un momento en que las reservas probadas de gas natural se estimaban en 60-70 años (con las nuevas reservas, EE UU se autoabastecerá durante 100 años)
En contra de lo que pudiera dar a entender el nombre de "no convencional", estos combustibles son similares a los tradicionales, solo varía su ubicación (la mayor parte se encuentra en los mismos yacimientos, aunque a mucha mayor profundidad) y las tíécnicas para su extracción, pues están atrapados en rocas que hay que fracturar, frente a los hidrocarburos extraídos hasta ahora, que están en rocas muy permeables. Entre los no convencionales hay de varios tipos: el shale gas/oil, de esquisto o pizarra, que son piedras muy porosas; el tight gas/oil sand, que se halla atrapado en arenas compactas, de muy baja permeabilidad y en extensas zonas y el coalbed methane, o gas metano encerrado en capas de carbón.
Se sabe de las existencias de shales desde el siglo XIX, pero su viabilidad económica se remonta solo a la última díécada, tras los avances de la tecnología de perforación horizontal y la fractura hidráulica o fracking. Este sistema es el punto díébil de una actividad que se augura prometedora. Para extraer el gas se rompen las rocas inyectando agua a presión mezclada con arena y productos químicos, una tíécnica que permite extraer entre un 10% y un 20% del recurso. Por cada pozo hacen falta unos 15.000 metros cúbicos de agua, de la que se recupera entre el 60% y el 80%. Algunos de esos aditivos (biocidas, polímeros, etc.) son contaminantes, por lo que cada día hay que recuperar y tratar toneladas de agua.
Existen muchas voces críticas en contra de una tíécnica que consideran perjudicial para el medio ambiente, por la posible contaminación de los acuíferos y la emisión de CO2 en su extracción. Tambiíén los microseísmos que se han ensayado en Texas para romper rocas madre han sido muy controvertidos.
Las compañías que explotan estos yacimientos se defienden asegurando que los aditivos solo representan una mínima parte (el 0,49%) del fluido que se inyecta y consideran "altamente improbable que se traspasen las capas freáticas", ya que los acuíferos están muy por encima (de 10 a 30 metros) de donde se fractura (hasta 6.000 metros de profundidad) y porque el taladro está protegido con un tubo de acero.
Fuentes de Repsol, que ha comenzado ha explotar un importante yacimiento de shale gas y oil en Argentina, recuerdan que siempre se ha utilizado este sistema y que, de las 2.700 fracturas de los tres últimos años, solo 30 han sido en yacimientos no convencionales. "La fractura con agua es algo normal, que ya se venía haciendo y sin contaminar, pues los procesos están homologados". Lo que varía ahora, evidentemente, es la cantidad de agua a usar.
Regulación y precios
Uno de los problemas de la explotación de estos recursos en Europa es que no existe una regulación clara y homogíénea. Una cuestión clave es la legislación sobre la propiedad del subsuelo, lo que da ventajas a Estados Unidos respecto a Europa: así como en el país norteamericano el propietario del suelo lo es tambiíén del vuelo y del subsuelo, en los países europeos, el subsuelo es propiedad de los Estados. Según un experto, "si un ciudadano norteamericano encuentra gas bajo sus tierras, es un afortunado, pero si es un europeo, podría tener un serio problema, pues le podrían expropiar el terreno". Tambiíén se augura más íéxito a aquellos países con una red de infraestructuras de distribución más desarrollada, los que tienen una menor densidad de población y los que cuenten con recursos de agua.
Una cuestión relevante es el efecto que sobre los precios podría tener la mayor oferta. Por el momento, en Estados Unidos la bajada de los precios spot del gas es ya muy notable y, lo que es más importante, "se ha desvinculado del precio del petróleo", señalan en Enagás. Aunque la bajada se deja notar en el oeste de Europa, "en España aún no se ha notado y el precio del gas sigue vinculado al del petróleo". Un experto recuerda que esta oferta sustituye a la de los campos agotados, lo que estabilizará los precios y evitará la volatilidad, pues es una producción que se puede planificar y regular "atemperándola" al precio. El coste promedio de desarrollo de un pozo convencional es de un millón y medio de dólares, frente a 6,5 millones de uno de shale. En cualquier caso, el barril más caro seguirá siendo el que se produce en el mar (offshore), y es con este precio con el que se debe comparar el del shale gas.
El papel de Repsol y la inquietud de Evo Morales
Aunque fueron empresas de tamaño medio las que comenzaron a trabajar en la extracción del shale gas en los ochenta, el íéxito animó a las grandes petroleras. Así, según recogen algunos informes, las multinacionales del sector, como Exxon, BP, Eni, Shell o Statoil han invertido 44.000 millones de euros en solo dos años en esta actividad. Otras, como la estadounidense Cheniere, han convertido una de sus plantas de regasificación (para importar GNL) tambiíén en licuadora (para poder exportar).
En el caso de Repsol, está explotando ya en la Patagonia argentina un yacimiento de gas (75%) y crudo (25%) no convencional, el de Vaca Muerta en Loma la Lata, que ha desbordado todas las previsiones. En dicha formación, la petrolera española tiene una concesión de 12.000 kilómetros y tras las primeras perforaciones y sondeos realizados en solo 1.000 kilómetros cuadrados, se estima una producción de casi 2.000 millones de barriles, lo que supone duplicar sus actuales reservas.
El descubrimiento de gas en un país como Argentina que es deficitario en gas (importa un 20% del GNL) no resulta una buena noticia para su vecina Bolivia, un importante productor de gas convencional. De hecho, su presidente, Evo Morales, ya ha mostrado su preocupación por el resultado de las prospecciones para extraer gas pizarra, que realiza no solo Argentina sino tambiíén Chile, Brasil o Perú. Un síntoma claro de los cambios geopolíticos que se derivarán del nuevo negocio.
España, un papel modesto respecto a Europa
Las prospecciones realizadas en ílava ofrecen indicios más que razonables de que en el subsuelo hay depósitos de 180 bcm (mil millones de metros cúbicos) de gas no convencional. Sondeos realizados en los años cincuenta ya apuntaban a la existencia de shale y tight gas en una formación geológica (la de Valmaseda) entre las provincias de ílava y Burgos. El Gobierno vasco anunció el año pasado que en 2012 se perforarían los dos primeros pozos a una profundidad de entre 4.500 y 5.500 metros y una inversión inicial de 100 millones de euros. El lehendakari, Patxi López, calculó que los recursos equivalen a cinco años el actual consumo de España.
La concesión abarca 1.400 kilómetros cuadrados y será el Ente Vasco de la Energía (EVE) el encargado de las prospecciones a travíés de una sociedad en la que cuenta con un 43% del capital y en la que tiene como socios a la compañía texana Heyco Energy (el 22%) y Cambria Europa (con el 35% restante). A este proyecto se suman otros dos en Cantabria, que realizarán, respectivamente, Trofagas Hidrocarburos y Realm Energy; otro en la zona pirenaica, a cargo de Cuadrillas Resources; uno más en Gibraltar, de la mano de Schuepbach, y por último, el que se desarrollará en la costa valenciana. La encargada de este proyecto, la compañía Oil and Gas Capital, sondeará una superficie de 200 kilómetros cuadrados.
Pese a la expectación creada, los expertos consideran que las posibilidades de íéxito son escasas, ya que las reservas de gas suelen coincidir con áreas de reservas de hidrocarburos tradicionales, de las que España carece.
En Europa, las grandes esperanzas se centran en Polonia y Francia. Pero, mientras el primer país ha hecho una apuesta firme y decidida por la exploración de este tipo de hidrocarburos, que supondría su independencia energíética (se le estiman unas reservas de tres billones de pies cúbicos), Francia ha cerrado el paso al nuevo negocio.
El Gobierno de Nicolas Sarkozy ha dado marcha atrás a varias concesiones, prohibiendo "de manera preventiva" la extracción por fractura hidráulica. No se descarta sin embargo un giro en su postura, de la que no es ajena la potente industria nuclear francesa.
