Un
nuevo artículo publicado en Nature confirma los datos que se vienen
conociendo de agotamiento de las reservas de gas de esquisto en las
principales cuencas de Estados Unidos.
Estados
Unidos confía en décadas de abundancia de gas natural para impulsar
su resurgir económico. Podrían ser meras ilusiones.
Cuando
el presidente norteamericano Barack Obama habla del futuro, visualiza
una economía boyante en Estados Unidos, impulsada en gran medida por
una enorme cantidad de gas natural que sale de pozos nacionales. “Las
reservas de gas natural que tenemos en América pueden durar cerca de
100 años”, declaró en su discurso sobre el estado de la nación
de 2012.
El
anuncio de Obama refleja el optimismo que se ha extendido en Estados
Unidos. Y todo gracias al fracking –o fractura hidráulica–
que ha hecho posible extraer el gas natural de la roca de grano fino
conocida como esquisto (pizarra) a un precio relativamente bajo.
Términos como “revolución de esquisto” y “abundancia
energética” resuenan ya en las salas de juntas de las empresas.
Las
empresas están apostando fuerte por las previsiones de gas natural
abundante y barato. Durante los próximos 20 años se espera
que la industria y los productores de electricidad de Estados Unidos
inviertan cientos de miles de millones
de dólares en nuevas plantas de gas natural. Y también se están
dedicando miles de millones de dólares a la construcción de
instalaciones para la exportación que permitirán que Estados Unidos
envíe gas natural licuado a Europa, Asia y Sudamérica.
Estas
inversiones se basan en las expectativas de que la producción de gas
de EE. UU seguirá aumentando durante décadas, tal como apuntan las
previsiones realizadas por la Agencia
de Información
Energética
de Estados Unidos (EIA).
Tal como señalaba el año pasado el director de esta agencia, Adam
Sieminski, “la EIA no duda en absoluto que la producción de gas
natural siga aumentando hasta 2040”.
Pero
un análisis más detallado de los supuestos subyacentes sugiere que
estas previsiones al alza pueden ser excesivamente optimistas, en
parte porque las previsiones del gobierno se basan en estudios muy
generales, o más bien apuestas, sobre las principales formaciones de
esquisto. De hecho, algunos analistas están estudiando estas
formaciones con mucho más detalle, y los pronósticos son más
conservadores. Estiman que los ‘puntos óptimos’ de estos
yacimientos, en los que la extracción de gas sería rentable, son
relativamente pequeños.
Como
resultado, “las noticias son malas”, 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 realizando los estudios en profundidad. Y, teniendo en
cuenta que las empresas están intentando extraer el gas de esquito
lo más rápido posible para poder exportarlo en grandes cantidades,
sostiene que “estamos creando a un gran fiasco”.
Esto
también podría tener consecuencias fuera de Estados Unidos. Si la
producción estadounidense de gas natural cae, los grandes planes de
exportación se tambalearían y los países que están queriendo
sacar el máximo rendimiento a sus propias formaciones de esquisto
podrían reconsiderarlo. “Si empieza a parecer que esto se va a
convertir en un drama para Estados Unidos, está claro que el
entusiasmo en otras partes del mundo se verá afectado”, dice Paul
Stevens, economista del centro de estudios Chatham House en Londres.
LA
BATALLA DE LAS PREDICCIONES
La
producción de gas natural en Estados Unidos está aumentando
rápidamente, y la Agencia de Información Energética (EIA) predice
un crecimiento a largo plazo. Pero algunos estudios de la Universidad
de Texas (UT) cuestionan esta proyección.
[gráfico
1]
CUATRO
GRANDES FUENTES
El
equipo de Texas hizo predicciones para las cuatro áreas de gas de
esquisto más productivas. Estas predicciones sugieren que la
producción de gas alcanzará su punto máximo pronto y disminuirá
rápidamente, una perspectiva mucho más pesimista que la ofrecida
por la EIA y otras empresas, tales como Goldman Sachs.
Vertical:
Producción de gas (miles de millones de metros cúbicos por año) 0,
100, 200, 300, 400, 500
Horizontal:
2000, 2010, 2020, 2030, 2040
Marcellus,
Haynesville, Fayetteville, Barnett
Goldman
Sachs, Wood Mackenzie, Navigant, Total de la UT para las 4 área
[gráfico
2]
PRODUCCIÓN
DE GAS NATURAL EN EE. UU.
Datos
históricos y proyección sobre el gas de la EIA. PROYECCIÓN
Gas
de esquisto, otros yacimientos
Gas
de esquisto, los cuatro grandes yacimientos
Alaska
No
convencional, aparte del esquisto
Marino
(excepto Alaska)
Convencional
terrestre (excepto Alaska)
Sin
detallar
Vertical:
Producción de gas (miles de millones de metros cúbicos por año) 0,
200, 400, 600, 800, 1.000, 1.200
Horizontal:
1960, 1970, 1980, 1990, 2000, 2010, 2020, 2030, 2040
La
producción de gas en Estados Unidos ha batido récords gracias al
esquisto
Fuentes:
EIA/Univ. Texas/Goldman Sachs/Wood Mackenzie/Navigant,
La
idea de que el gas natural será abundante supone un importante
cambio de rumbo respecto a las pesimistas perspectivas vigentes hasta
hace unos cinco años. A lo largo de los años 90, la producción
estadounidense de gas natural tocó techo y, como el gas
proporcionaba un cuarto de la demanda de energía de EE. UU., la
preocupación por que el abastecimiento disminuyera y que el país se
volviera dependiente de las importaciones se extendió ampliamente.
La EIA, que recoge datos sobre energía y ofrece pronósticos a largo
plazo sobre la energía en EE.UU., predijo en una fecha tan reciente
como 2008 que la producción estadounidense de gas natural se
mantendría bastante estable durante las próximas dos décadas.
Entonces,
el boom del esquisto sorprendió a todo el mundo. Se basaba en
la tecnología de la fracturación, conocida ya desde algunas
décadas, pero cuya aplicación al esquisto se consideraba demasiado
costosa cuando los precios del gas estaban bajos. Sin embargo, en la
primera década del siglo XXI, los precios aumentaron lo suficiente
como para que nuevas empresas se animaran a fracturar las formaciones
de esquisto. Junto con las nuevas técnicas para perforar pozos
horizontales, la producción de gas natural en EE. UU. llegó a batir
récords históricos, y el país recuperó un titulo que había
ostentado durante décadas: ser el mayor productor mundial de gas
natural.
Piedras
valiosas
Gran
parte de este mérito se debe a la formación de esquisto Marcellus,
que se extiende a lo largo de los estados Virginia Occidental,
Pensilvania y Nueva York. Durante muchos años, las empresas han ido
perforando más de 8.000 pozos bajo colinas recubiertas por un espeso
bosque, y siguen haciéndolo a un ritmo de 100 al mes. Cada pozo
desciende 2 kilómetros bajo tierra antes de desviarse hacia los
lados y serpentear a través del esquisto. En la actualidad,
Marcellus suministra 385 millones de metros cúbicos de gas al día,
más que suficiente para proporcionar la mitad del gas utilizado en
las plantas eléctricas de EE.UU.
Una
parte importante del resto del abastecimiento de gas en EE. UU.
procede de otros tres yacimientos de esquisto –el Barnett en Texas,
el Fayetteville en Arkansas y el Haynesville, a caballo entre
Luisiana y Texas. Juntas, estas “cuatro grandes” áreas suman más
de 30.000 pozos y cubren dos tercios de la actual producción de gas
de esquisto en Estados Unidos.
La
EIA –al igual que el resto de analistas– no previó la llegada
del boom y siempre ha subestimado la cantidad del gas que
podría extraerse del esquisto, aunque incrementó sustancialmente
las expectativas de gas de esquito conforme el auge fue haciéndose
evidente. En su informe anual de 2014 (Annual
Energy Outlook 2014), el escenario
para los ‘casos de referencia’ –que se basa en la expectativa
de que los precios del gas de esquisto aumentarán de manera gradual,
pero se mantendrán relativamente bajos– señala que la producción
estadounidense aumentará hasta el año 2040, impulsada por el gas de
esquisto.
La
EIA no ha publicado sus proyecciones para yacimiento de gas de
esquisto, pero se las ha entregado a Nature. Según la última
previsión para los casos de referencia, la producción de las cuatro
grandes áreas continuará aumentando rápidamente hasta el 2020, y
se mantendrá durante al menos otros 20 años. El resto de
yacimientos de gas de esquisto contribuirán a mantener el boom
hasta el 2040 (ver cuadro ‘La batalla de las predicciones’).
Los
analistas de la industria del petróleo hacen sus propios
pronósticos, que suelen coincidir bastante con la valoración de la
EIA. De hecho, “los pronósticos de la EIA se acercan bastante al
consenso”, según Guy Caruso, economista del Centro de Estudios
Estratégicos e Internacionales en Washington DC, y antiguo director
de dicha agencia. Sin embargo, estas consultorías casi nunca
comparten la información que respalda sus predicciones, lo que
dificulta la valoración y el debate sobre los supuestos y
metodologías que utilizan, razona Ruud Weijermars, geocientífico de
la Universidad de Texas A&M en College Station. Los estudios de
las consultorías y de la industria son “completamente diferentes
de las revisiones realizadas por expertos” afirma.
Para
poder ofrecer predicciones rigurosas y transparentes sobre la
producción de gas de esquisto, un equipo compuesto por una docena de
geocientíficos, ingenieros del petróleo y economistas de la
Universidad de Texas en Austin ha realizado durante más de tres años
una serie sistemática de estudios de los principales yacimientos de
esquisto. Esta investigación se financió con una beca de 1,5
millones de dólares de la Fundación Alfred P. Sloan de Nueva York y
ha ido apareciendo en diferentes revistas académicas
i
ii
iii
iv
v
y
conferencias. Actualmente, según afirma Weijermars, es la obra “con
más autoridad” en este ámbito.
Si
los precios del gas natural siguieran el escenario utilizado por la
EIA en su informe anual de 2014, la predicción del equipo de Texas
sería que la producción de los cuatro yacimientos principales
aumentará hasta 2020 y disminuirá a partir de entonces. En 2030,
estos yacimientos producirán solo como la mitad de las referencias
de la EIA; los escenarios más conservadores de la agencia son más
optimistas que las predicciones del equipo de Texas. “Obviamente,
no están muy de acuerdo con los resultados ofrecidos por la EIA”,
afirma Patzek.
La
principal diferencia entre las predicciones de Texas y las de la EIA
se centra en el grado de detalle de cada estudio. La EIA desglosa
cada yacimiento en condados y calcula la productividad media por pozo
en dicha área. Pero los condados a menudo superan los 1.000
kilómetros cuadrados, suficientes para alojar miles de pozos
fracturados horizontalmente. El equipo de Texas, al contrario, separa
cada yacimiento en bloques de una milla cuadrada
(2,6 kilómetros cuadrados) –una resolución al menos 20
veces mayor que la de la EIA.
NEWS
La
resolución es importante porque cada yacimiento tiene algunos puntos
óptimos con mucho gas y amplias zonas donde los pozos son mucho
menos productivos. Las empresas procuran centrarse primero en los
puntos óptimos, por lo que la productividad de los pozos que se
perforen en el futuro será menor que la de los actuales.
Actualmente, el modelo de la EIA asume que los futuros pozos serán
al menos tan productivos como los iniciales en el mismo condado,
pero, según Patzek, este enfoque “conduce a unos resultados
demasiado optimistas”.
La
gran resolución de los estudios de Texas permite que su modelo
diferencie los puntos óptimos de las zonas marginales. Como
resultado, afirma su codirector Scott Tinker, geocientífico de la
Universidad de Texas en Austin, “hemos descrito, mejor que nunca,
cómo serán los pozos en el futuro”.
Los
estudios de Texas y de la EIA también se diferencian en la forma de
calcular el número total de pozos que se podrían perforar desde un
punto de vista económico en cada área. La EIA no explicita ese
número, pero sus análisis parecen requerir más pozos que la
evaluación de Texas, que excluye las zonas donde sería difícil
perforar como los lagos o las grandes ciudades. Esas características
del modelo “copian la realidad”, afirma Tinker, y se eligieron
tomando en cuenta la amplia experiencia en la industria del petróleo
que tienen los miembros del equipo.
Diferentes
futuros
Las
estimaciones a la baja de Texas coinciden con algunos estudios
independientes que utilizan métodos más simples. Los estudios
realizados por Weijermarsvi,
así como por Mark Kaiservii
de la Universidad del Estado de Luisiana en Baton Rouge y por el
geólogo David
Hughesviii
ya
retirado de la agencia estatal canadiense Geological
Survey,
sugieren
que una producción en aumento –como la que predice la EIA–
requeriría un incremento significativo y constante de las
perforaciones durante los próximos 25 años, lo que podría no
resultar rentable.
El
estudio de Texas ha tenido impacto dentro de la industria. Richard
Nehring, analista de gas y petróleo de la empresa Nehring
Associates de Colorado Springs (Colorado) –que maneja una amplia
base de datos de yacimientos de gas y petróleo–, dice que enfoque
del equipo es un ejemplo de “cómo deberían calcularse los
recursos no convencionales”.
“Estamos
creando un enorme fiasco”
Patzek
afirma que la metodología de la EIA son prácticamente “conjeturas
fundamentadas”, pero ni él ni los demás están muy dispuestos a
ceder mucho. El mismo Patzek afirma que la EIA está haciéndolo “lo
mejor posible con los recursos y los plazos que manejan”. Su
presupuesto total para el 2014 –incluyendo la recolección de datos
y las previsiones para todos los tipos de energía– era de solo 117
millones de dólares, más o menos lo que cuesta perforar una docena
de pozos en Haynesville. La EIA “vale más de lo que cuesta”,
dice Caruso. “Siempre he pensado que estaba subfinanciada. Se le
pedía que hiciera cada vez más, con cada vez menos”.
Patzek
reconoce que las proyecciones sobre los yacimientos de esquisto “son
muy, muy difíciles e inciertas”, en parte debido a que las
tecnologías y estrategias de perforación cambian muy rápidamente.
En los yacimientos más recientes, las empresas todavía están
tratando de identificar los mejores lugares para perforar. Y tampoco
está claro cuánto se pueden acercarse los pozos sin que empiecen a
interferir entre sí.
Los
representantes de la EIA defienden sus cálculos y argumentan que no
deberían compararse con los estudios de Texas porque parten de
supuestos diferentes e incluyen diferentes escenarios. “Ambos
modelos son válidos, y en muchos aspectos se alimentan entre sí”,
dice John Staub, director del equipo de estudios para la exploración
y explotación de gas y petróleo de la EIA. De hecho, la EIA ha
incorporado algunos puntos de vista del equipo de la Universidad de
Texas”, afirma.
Sin
embargo, en un documento de trabajoix
publicado en Internet el 14 de octubre, dos analistas de la EIA
reconocieron que había algunos problemas en las actuales
metodologías de la agencia. Argumentaron que sería mejor dibujar
mapas geológicos de alta resolución y señalaron que los elaborados
por el equipo de Texas son un ejemplo de cómo se podrían mejorar
las predicciones mediante la identificación de los puntos óptimos.
El artículo lleva un descargo de responsabilidad expresando que las
opiniones de los autores no reflejan necesariamente los de la EIA,
pero la agencia se está planteando incorporar un enfoque en esa
dirección en sus cálculos de Marcellus para el informe anual 2015.
(Cuando Nature solicitó a los autores del artículo una
entrevista abierta, estos derivaron las preguntas a Staub).
Boom
o desastre
Los
miembros del equipo de Texas aún están discutiendo sobre las
implicaciones de su propio estudio. Tinker es relativamente optimista
cuando argumenta que, dado que los cálculos del equipo eran
“conservadores”, la producción real podría ser mayor. Los
cuatro grandes yacimientos de gas de esquisto, afirma, proporcionarán
“una cantidad bastante importante de gas natural al país durante
las próximas décadas. Es bastante tiempo”.
Patzek
arguye que la producción real podría ser menor que las predicciones
del equipo. Habla de un posible pico en la próxima década que,
después, “descenderá rápidamente en la otra dirección”,
afirma. “Entonces, Estados Unidos tendrá un duro despertar”.
Cree que los precios aumentarán mucho y que el país terminará
construyendo más plantas industriales y vehículos de gas de los que
sea rentable utilizar. “El resultado final, pase lo que pase e
independientemente de cómo ocurra”, afirma, “no puede ser
positivo para la economía estadounidense”.
Si
ya es difícil hacer predicciones en Estados Unidos, que cuenta con
datos de decenas de miles de pozos de gas de esquisto, la
incertidumbre es mucho mayor en otros países con menos pozos. La EIA
ha encargado cálculos del potencial mundial de esquisto a la
consultora Advanced Resources International
(ARI) de Washington DC que, en 2013, llegó a la conclusión de que
es posible que, a nivel mundial, las formaciones de esquisto
contengan un total de 220 billones de metros cúbicos de gas natural
extraíblex.
Al ritmo de consumo actual, y con el gas natural proporcionando un
cuarto de la energía global, esto sería suficiente para abastecer
la demanda durante 65 años. Sin embargo, en el informe ARI no
aparece el nivel de incertidumbre de sus cálculos ni cuánto gas
puede resultar rentable extraer.
Estas
cifras son “sumamente discutibles”, argumenta Stevens. “se
hacen a ojo de buen cubero”, y cita las estimaciones de ARI para
Polonia, que supuestamente tenía los mayores recursos de gas de
esquisto de Europa. Entre 2011 y 2013, la ARI redujo en un tercio sus
cálculos para los yacimientos más prometedores de Polonia, diciendo
que algunos pozos de muestra habían producido menos de lo que se
esperaba, Mientras tanto, el Instituto Geológico polaco hizo su
propio estudioxi,
estimando que esas mismas zonas tenían menos de un 10% de las
cantidades inicialmente calculadas por ARI.
Los
expertos afirman que si el suministro de gas de los Estados Unidos se
agota antes de lo previsto –o aumenta la oposición ecologista–,
será menos probable que otros países como Polonia tengan su propio
boom del esquisto.
Sin
embargo, por el momento reina el optimismo sobre el gas de esquisto,
especialmente en Estados Unidos. Y esto es lo que preocupa a algunos
expertos en energía. “Hay una incertidumbre enorme”, dice
Nehring, “El problema es que la gente dice ‘dame números’. Los
números tranquilizan, aunque estén equivocados”.
Referencias
i
Patzek, T. W., Male, F.
& Marder, M. Proc. Natl Acad. Sci. USA 110, 19731–19736
(2013).
ii
Browning, J. et al. Oil
Gas J. 111 (8), 62–73 (2013).
iii
Browning, J. et al. Oil
Gas J. 111 (9), 88–95 (2013).
iv
Browning, J. et al. Oil Gas
J. 112 (1), 64–73 (2014).
v
Gülen, G., Browning, J.,
Ikonnikova, S. & Tinker, S. W. Energy 60, 302–315 (2013).
vi
Weijermars, R. Appl. Energy
124, 283–297 (2014).
vii
Kaiser, M. J. & Yu, Y.
Oil Gas J. 112 (3), 62–65 (2014).
viii
Hughes, J. D. Drilling Deeper
(Post Carbon Institute, 2014); disponible en
http://go.nature.com/o84xwk.
ix
Cook, T. & Van Wagener,
D. Improving Well Productivity Based Modeling with the Incorporation
of Geologic Dependencies (EIA, 2014); disponible en
http://go.nature.com/dmwsdd.
x
Agencia
de Información de Energía de EE. UU. (EIA)Technically
Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources (EIA, 2013);
disponible en http://go.nature.com/mqkmwx.
xi
Assessment of Shale
Gas and Shale Oil Resources of the Lower Paleozoic
Baltic–Podlasie–Lublin Basin in Poland — First Report (Polish
Geological Institute, 2012); disponible en
http://go.nature.com/lw8fg7.