Por... Luca Ferrari
El mes pasado, en la edición 2020 de su esperado Energy Outlook British Petroleum (BP) vaticinó que el mundo nunca volverá a consumir tanto petróleo como en 2019. Por décadas, la llegada del pico del petróleo [peak oil] ha sido prevista por académicos y expertos del sector, pero cuando quien lo anuncia es la cuarta compañía petrolera más grande del mundo esto se vuelve noticia. Aunque BP, así como la Agencia Internacional de Energía (IEA), predicen un próximo descenso en la producción global de petróleo como una consecuencia de la disminución de la demanda –no de una limitación geológica a la oferta– las implicaciones son mayores. El mundo ha empezado el descenso energético y la economía global ha alcanzado otro pico: el del crecimiento.
En esta contribución presentamos un breve recuento de la historia del peak oil, desde la génesis del concepto hasta el desenlace actual.
La curva de Hubbert (1956) y “Los Limites del Crecimiento” (1972)
En un artículo científico de 1956, King Hubbert, geólogo de Shell, documentó que la producción de todo pozo, campo o región petrolera seguía una curva en forma de campana (curva logística): la producción sube, llega a un máximo (pico) al que sucede un declive hasta el agotamiento de lo explotable. Hubbert mostró que con métodos matemáticos es posible predecir el punto de inflexión de la curva (pico) mucho antes de que esto ocurra. Así, con los datos disponibles hasta 1956 previó que la producción petrolera continental de los Estados Unidos (EE.UU.) tendría su pico a finales de 1970. En efecto, el máximo de la producción ocurrió pocos meses después, a principio de 1971. Tanto Hubbert como los científicos de la época no se preocuparon demasiado por el pico del petróleo ya que pensaban que los reactores nucleares iban a proporcionar la energía necesaria para la civilización una vez que los combustibles fósiles empezaran a menguar. A pesar de la publicación, en 1972, del famoso estudio “Los límites al crecimiento”, cuyos modelos del sistema económico global preveían un pico de los recursos energéticos, materiales y de la acumulación de contaminantes, para la segunda década del siglo XXI, el peak oil no se volvió tema de discusión sino hasta finales del siglo XX.
El fin del petróleo barato y el pico del petróleo convencional (2000-2008)
En 1998 apareció otro llamado de alerta en la revista Scientific American con el artículo “The end of Cheap Oil” escrito por dos veteranos de la exploración petrolera: Colin Campbell, geólogo retirado de BP, y Jean Laherrère, ingeniero consultor de Total. En este trabajo se enfatizaba que alcanzar el pico de la producción de petróleo no significaba “agotamiento”, ya que solo se había consumido la “mitad” del recurso disponible. Sin embargo, como siempre se explota primero el petróleo más fácil de extraer, de mejor calidad, esta mitad representa el recurso más barato y al acercarse al pico el costo de extracción va creciendo. Esta “ley de retornos decrecientes” fue puntualmente contrastada en los años sucesivos. Entre 2000 y 2005 las inversiones en exploración y producción de petróleo crecieron a un ritmo del 11% anual, el precio del petróleo se duplicó, pero la producción solo se incrementó un 7%. A partir de 2005 la producción de crudo quedó estancada en una meseta que representó el pico del petróleo convencional (figura 1). Y dado que la demanda siguió creciendo, el precio subió vertiginosamente hasta alcanzar los 140 USD/barril (D/b) en el verano de 2008, contribuyendo, junto con otros factores, a desatar la crisis financiera global en octubre de ese año.
El breve auge del petróleo no convencional (2008-2019)
El incremento acelerado del precio del crudo (240% entre 2005 y 2008) incentivó la producción de yacimientos ya conocidos, pero no rentables hasta entonces. Se trata del llamado petróleo no convencional o petróleo de lutita (shale): gotas de crudo atrapadas en rocas impermeables de las cuales solo puede extraerse una pequeña parte gracias a la fracturación hidráulica (fracking) en pozos desviados horizontalmente. A pesar de celebrarse como un milagro tecnológico, estas técnicas eran conocidas desde hacía décadas en la industria petrolera, pero solo se usaban en casos especiales debido a su elevado costo. En EE.UU., la aplicación masiva del fracking y la perforación horizontal produjo un incremento rápido de la producción de petróleo de lutitas, que se vendió como la herramienta para alcanzar la tan anhelada independencia energética de ese país que, para 2008, importaba cerca del 70% del petróleo que consumía. No obstante, el petróleo no convencional tiene importantes diferencias con el petróleo convencional: la productividad de sus pozos es comparativamente más baja, exige la perforación frenética de miles de pozos que se agotan en pocos años, conlleva un impacto ambiental mucho mayor (por la técnica del fracking) y demanda grandes cantidades de agua que se tienen que retirar del ciclo hidrológico natural.
Hacia 2013, EE.UU. se convirtió, gracias al petróleo no convencional, en el mayor productor mundial junto con Arabia Saudita. Sin embargo, para producir la misma cantidad de crudo que los sauditas, necesitaba perforar 100 veces más pozos, lo que implicaba costos de producción mucho mayores. Un ejemplo similar se puede observar en México, comparando la producción de Cantarell —campo supergigante de petróleo convencional— con Chicontepec, yacimiento complejo de petróleo no convencional en explotación desde la década pasada. En su auge (2003-2004), Cantarell producía ~2,000,000 de barriles diarios con 200 pozos, mientras que Chicontepec producía alrededor de 68,000 barriles diarios con 2550 pozos. Los pozos de Cantarell tenían una productividad ~400 veces mayor a los de Chicontepec.
Debido a los altos costos de extracción, las empresas enfocadas a la producción de petróleo de lutitas de EE.UU. han estado endeudadas de manera permanente en los últimos 10 años. Incluso con petróleo a más de 100 USD/b, las ganancias de la venta apenas permitían pagar los intereses de la deuda que tenía que ser refinanciada en términos cada vez peores. En realidad, el “milagro” del shale solo se pudo dar porque, después de que en 2008 la Reserva Federal bajara drásticamente la tasa de interés (a 0.25%), las empresas del shale pagaban intereses del 6-8%, atrayendo así capitales de riesgo e incluso inversores institucionales convencidos por la propaganda gubernamental que proclamaba que este recurso iba a alimentar a EE.UU. por un siglo.
El pico de la demanda y el inicio del descenso energético
El petróleo no convencional permitió que la producción global creciera un 15% entre 2010 y 2018, generando una sobreoferta de petróleo no convencional que, aunada a la disminución de la demanda —inducida por los altos precios del crudo entre 2011 y 2014, particularmente en los países occidentales importadores de crudo— provocó un colapso de los precios que pasaron de ~100 a < 50 USD/b, a finales de 2014 (figura 1). En consecuencia, la producción de petróleo de lutita de EE.UU. experimentó una caída acompañada por la quiebra de muchas compañías del fracking. Entre 2016 y 2019 la producción volvió a subir debido principalmente al Permian Basin de Texas occidental —el último gran campo todavía no explotado— y al uso aún más intensivo del fracking. Los otros dos campos mayores, el Eagle Ford de Texas y el Bakken de Dakota, no rebasaron el pico de 2015.
A pesar de que, en los últimos 15 años, el fracking y la puesta en producción de yacimientos difíciles (aguas profundas, arenas bituminosas) han logrado incrementar marginalmente el volumen de petróleo producido, se necesita cada vez más energía para la extracción. Por consiguiente, la energía neta disponible para la economía va decreciendo. Esto ha ido ralentizando la economía mundial, cuyo modesto crecimiento de la última década ha sido posible solo gracias al incremento constante de la deuda. Para evitar el colapso de la economía globalizada, desde 2009 los bancos centrales han inyectado al sistema financiero grandes cantidades de “dinero creado de la nada”, que se ha traducido en un endeudamiento creciente: en 2019 la deuda global alcanzó los 253 mil millones de dólares, a saber 322% del PIB mundial.
La disminución de la demanda de petróleo causada por la pandemia de la COVID 19 ha provocado una disminución drástica de la producción, ya de por sí a la baja desde finales de 2019. De hecho, el pico de producción mundial de todo tipo de petróleo (convencional + no convencional) se habría tocado en noviembre de 2018 (figura 1). Se trata de un pico de asequibilidad: desde 2015 el petróleo ha oscilado entre 30 y 70 USD/b, precios demasiados bajos para que la industria siga invirtiendo en los yacimientos caros que quedan por explotar, pero demasiado altos para alimentar el crecimiento de la economía global, acostumbrada a funcionar con petróleo barato. Desde la industria y algunas agencias internacionales se habla de pico de la demanda de petróleo: no es que haya escasez –se dice– sino que no hay suficiente demanda porque estamos moviéndonos hacia la electrificación del transporte. La realidad es que, en un mundo crecientemente desigual, donde solo una pequeña minoría se enriquece, el grueso de la población no puede permitirse un petróleo a precios superiores a los 100 USD/b.
La recesión económica originada por la COVID 19 ha acelerado la crisis energética, existente desde hace años, pero ignorada por la ortodoxia económica y los predicadores del Business as Usual. Algunos sectores de la economía, particularmente el turismo, la aviación y el automotriz, han recibido un golpe fatal y todo apunta a que no se recuperarán. El petróleo no tiene sustitutos con las mismas características. Sobre su abundancia, versatilidad y densidad energética se construyó la civilización más compleja —destructiva y desigual— que el planeta haya albergado. El pico del petróleo acelera la crisis civilizatoria. Con el fin de la era del petróleo barato empieza el decrecimiento y la simplificación.
