El gas shale está transformando la economía, el medio ambiente y la política de de Estados Unidos en una forma sorprendente. Fue un fenómeno imprevisto, pero el gas shale, ahora más de una década después, representa el 40% del gas natural en Estados Unidos.
El suceso de la
producción shale, que ha alcanzado grandes áreas de Estados Unidos donde hay
desarrollo de gas. La oferta masiva de gas shale se estrelló con el precio del
gas de 13 dólares por millón de BTU en julio de 2008 bajando a menos de 4
dólares, entregando ahorros en calefacción y electricidad por 1.000 dólares al
año para muchos consumidores estadounidenses y ayudar a defenderse de las
mayores recesiones en 2011 y 2012. Estas grandes reducciones de los precios en
la electricidad y calefacción
-necesarias para la vida- son especialmente vitales para los que viven
en la pobreza.
Como resultado del
gas shale, la fortuna ha sonreído así a millones de estadounidenses que han de
arrendar sus tierras a la industria de perforación. Reciben pagos y cheques de
regalías por decenas millones de dólares. Cientos de miles de personas reciben
un sueldo de empleos directos e indirectos por el boom del shale y los
productos químicos asociados. El gas shale en Estados Unidos es un no esquema
Ponzi, que descansa sobre las reservas superficiales, como algunos han afirmado
temerariamente, sino una bonanza económica duradera que puede llevar empleos
manufacturados intensivos en energía para muchas comunidades. De hecho, los
nuevos volúmenes de gas son tan reales y enormes que amenazan al carbón, al
petróleo, la nuclear y las energías renovables.
Hasta el momento,
el gas shale coexiste con la solar y la eólica, cuya capacidad se ha disparado
respectivamente 14 y 2 veces desde 2008, pero es un combate mortal con el
carbón. El gas natural barato es el principal enemigo del mercado del carbón,
sumiendo a la electricidad del carbón con el 37% del mercado en 2012 del 48% en
2008 y causando que los inversores pongan en el freezer 150 centrales de
energía proyectadas.
Dado que la
combustión del gas no emite hollín letales o metales tóxicos repugnante y
alrededor del 50% menos de dióxido de
carbono que el carbón, el desplazamiento de la generación de carbón por el gas
natural corta los principales contaminantes del aires como el mercurio, el
plomo, el arsénico, el hollín y el dióxido de carbono.
Las emisiones de
carbono de Estados Unidos han caído 800 millones de toneladas desde 2007 y han
vuelto a los niveles de 1995, con el gas desplazando al carbón y un poco al
petróleo responsable de aproximadamente la mitad de la reducción total. Los
beneficios de carbono del gas aumentarán a medida que las tasas de metano se
reducen al aumentar las green completions
y otras prácticas para reducción de fugas que el US Environmental Protection
Agency ha ordenado en las reglas que tendrán efecto en 2014.
Prácticamente todas
las opciones energéticas tienen una gran seguridad y riesgos ambientales y
debilidades. No hay fuente de energía perfecta o excelente que no tenga impacto
ambiental, es de bajo costo y opere continuamente. De hecho, sobre todo en
materia de medio ambiente, las opciones energéticas de hoy son en su mayoría
feas.
La producción de
carbón implica la voladura de montañas, destrozando la tierra, enterrando
arroyos, descargando en las aguas residuales ácidas que destruyen la vida
acuática y la eliminación de volúmenes enormes de cenizas después de la
combustión. La quema de carbón libera grandes cantidades de contaminantes del
aire. La contaminación de hollín que proviene del carbón y el diesel puede ser
letal, y se estima que causa 34.000 muertes prematuras al año sólo en Estados
Unidos.
Pero la revolución
del shale estadounidense no fue impulsada por la artillería pesada de la
industria petrolera, sino, las empresas pequeñas e independientes que se
abalanzaron sobre esa oportunidad que presentaban los elevados precios de la
gasolina y técnicas de producción innovadoras. Los outfits más pequeños a menudo abren nuevos caminos en el juego de
petróleo, ya que son más ágiles y dispuestos a asumir mayores riesgos. Pero, a medida, que el precio del gas natural
se vino abajo debido a la creciente producción, el shale comenzó a moverse en el
mainstream y las grandes petroleras
comenzaron a prestar más atención.
Shale, como parte
del petróleo no convencional y el espectro del gas, parece una inversión segura
en tiempos donde el gas es bien apreciado para la generación de energía y la
petroquímica, y el precio del petróleo sigue siendo obstinadamente elevado. Por
ejemplo, Royal Dutch Shell ha estado activa en la evaluación del potencial del
shale en Jordania desde 2009 y el mes pasado se trasladó a la etapa inicial de
su área concesión.
También el mes
pasado, BP y el gobierno de Omán acordaron un precio del gas para el proyecto
Khazzan. Los analistas creen que habrá mucha más participación de las
petroleras internacionales (OICs por sus siglas en inglés) en los proyectos
shale en el futuro. "Van a tener un
papel muy importante en la etapa de desarrollo intensivo en capital, pero no en
las fases de exploración o delineación", dijo Raoul Leblanc, director
manager de IHS Energy Insight. "Ellos
son demasiado intolerantes con la lentitud y los riesgo". En la
búsqueda de nuevas fuentes de petróleo y gas shale está demostrado ser más
barato que algunas de las alternativas. "Vemos los costos marginales del barril de petróleo shale en alrededor
de 70 a 80 dólares por barril, así que los que las IOCs hacen es ir al petróleo
shale ahora, en vez de ir al Ártico, por ejemplo", dijo Alexander
Pögl, analista de JBC Energy.
Para ver la
consolidación del shale hay que ir a las recientes declaraciones del Príncipe
Alwaleed bin Talal, el multimillonario inversor saudita, que advirtió que la
economía petróleo-dependiente de su país se está volviendo cada vez más
vulnerable a la competencia proveniente de la revolución de la industria del
shale en Estados Unidos.
EDF patea el
tablero nuclear. El
protagonismo del shale
It has not been a good 2013 for
nuclear power. EDF, el mayor productor mundial de electricidad con energía nuclear, se
retira de la producción de Estados Unidos, citando la "revolución" en los mercados
energéticos de América causados por el advenimiento de gas shale. Pero Henry
Proglio, presidente ejecutivo del grupo francés, dijo que la caída de los
precios provocada por el gas shale no tenía "ningún impacto significativo" en sus planes para construir una
nueva capacidad nuclear en Gran Bretaña, donde EDF está cerrado en las
negociaciones de larga duración con el gobierno sobre los términos para la
construcción de nuevas centrales nucleares.
"Seguimos trabajando con el gobierno
británico y esperamos tener una decisión antes de finales de año",
dijo Proglio, que no quiso dar detalles. Él dijo que impulsado por los efectos
de un invierno frío en sus principales mercado de Europa, EDF registró un mejor
que el esperado 6% de crecimiento de igual a igual de los ingresos principales
y elevó su pronóstico para todo el año a un crecimiento de por lo menos 3%, a
partir del rango del 0-3%.
EDF, participada
mayoritariamente por el estado francés, anunció que se retiraba de CENG, su joint venture en Estados Unidos con
Exelon, que opera cinco centrales nucleares. Exelon se hará cargo de la
operación de las centrales de CENG, mientras que EDF ejercerá su opción de
venta de su 49.9% en el venture entre 2016 y 2022. EDF también recibirá un
dividendo especial inmediata de 400 millones.
La empresa
francesa, que opera 58 centrales nucleares en Francia, había planeando
originalmente para construir cuatro nuevas centrales nucleares en Estados
Unidos. Pero Proglio dijo que las perspectivas de la energía nuclear en Estados
Unidos se han visto afectados por una "verdadera
revolución" provocada por la explotación de los depósitos shale, que
había "reformado por completo el
panorama de la generación de energía eléctrica en favor del gas". Sin
embargo, dijo que los efectos del gas shale no alteran la decisión "bien razonada" a largo plazo por
los sucesivos gobiernos británicos de optar por la nueva capacidad nuclear para
ayudar al Reino Unido para cumplir con los objetivos de emisiones de carbono.
EDF, también
afectada por la retirada de la energía nuclear en Japón y Alemania, está
dispuesto a aumentar la capacidad en el Reino Unido, donde ya opera centrales
existentes y es un importante distribuidor de electricidad. Pero las
negociaciones con el gobierno para construir dos nuevos reactores en Hinkley
Point en Somerset han sido laboriosas. Las dos partes están discutiendo sobre
el costo de capital del proyecto, lo que podría ser una inversión de 14
billones de euros, y el "strike
price" -el precio garantizado de largo plazo de la electricidad
generada por los nuevos reactores. Una persona familiarizada con las
conversaciones dijo en Mayo que se había llegado a un consenso de que EDF debe
alcanzar una rentabilidad del 10% de la inversión en la planta.
EDF dijo que sus
ganancias subyacentes antes de intereses, impuestos, depreciación y
amortización aumentaron un 6% a 9,7 billones de euros en el primer semestre
frente al mismo periodo del año pasado en los ingresos de hasta un subyacente
4.3% a 39.75 billones de euros. Proglio dijo que el invierno frio y un mejor
rendimiento de la energía hidroeléctrica estaba detrás de la subida, con EDF
también pudiéndose beneficiar de un aumento de las tarifas a los consumidores
regulados en Francia del 5% en cada uno este año y el próximo. Pero Thomas
Piquemal, director financiero, dijo que el consumo de los grandes clientes
industriales se redujo 10% en la primera mitad, con sólo una modesta "disminución de la disminución" en
junio.
Todo este
movimiento del apartamiento nuclear tiene algunos antecedentes. El 1 de enero,
la flota nuclear estadounidense contaba con 104 unidades. Ese número ahora ha
bajado a 100, la mayor contracción en un año. Por supuesto, dos de esas
centrales, Crystal River en Florida y San Onofre en California, estaban con
vida cuando comenzó el año, y las decisiones de sus propietarios, Duke Energy y
Southern California Edison, para retirarlos, las utilities llegaron a la
conclusión que tiene más sentido económico retirarlas en lugar de repararlas.
El cuarto reactor
cerrado, la planta Kewaunee en Wisconsin, fue cerrada en mayo con 20 años
restantes de licencia de explotación después que el propietario Dominion fue
incapaz de encontrar un comprador. En el anuncio se culpó a las condiciones
derivadas de los bajos precios del gas natural, lo que hizo que la central en
venta perdiera dinero. Y a estas lowlights,
hay que considerar otras cosas que han sucedido en tan sólo los últimos dos
meses: Duke anunció en mayo que iba a suspender sus planes para añadir dos
unidades a la central nuclear Shearon Harris en Carolina del Norte, diciendo
que la capacidad adicional ya no era necesaria bajo las actuales
previsiones.
A principios de
junio, MidAmerican Energy hundió los planes para un reactor en Iowa que había sido
concebido como un sitio principal para pequeños diseños modulares, diciendo que
era demasiado pronto para proceder cuando se han aprobado sin tales diseños.
Una semana más tarde, Exelon canceló lo que había sido ya diferido cuatro de
sus reactores, dos unidades de las planta Limerick en Pensilvania y dos
unidades en LaSalle en Illinois. ¿La razón? "condiciones de mercado", dijeron. Una semana después,
Tennessee Valley Authority anunció que una vez más su proyecto Bellefonte en
Alabama era suspendido, sosteniendo que todavía tenía que completar la Unidad 2
de Watts Bar.
Sin duda, muchos
veteranos de la industria nuclear consideran estos eventos en el corto plazo,
no sin alguna justificación. Shale o no, los precios del gas siempre fueron
volátiles debido a la naturaleza altamente elástica de la industria. Los bajos
precios aumentan el uso, pero cortan la producción. La disminución de los
suministros aumentan los precios y la producción, pero el corte del uso, envía
el suministro nuevamente arriba y los precios abajo. Y así sucesivamente. La
nuclear, al menos en teoría, está aislada de estos giros.
El mayor problema
de la nuclear, al menos desde el punto de vista de las utility, han sido sus
costos iniciales y tiempos de construcción. Las dos unidades actualmente en
construcción en la central Vogtle de Southern en Georgia, que se está
construyendo con un grado de estandarización y prefabricación sin precedentes
en la historia de Estados Unidos, -todo para reducir los costos y evitar los
excesos- seguirán costando más de 15 billones de dólares. Y a pesar de la
cuidadosa planificación, el proyecto ya tiene al menos 14 meses de retraso a
poco más de un año después que el NRC emitió su licencia de construcción y
operación. Los dos reactores AP1000 generarán 1,117 MW cada uno. No muy lejos,
al sur, Florida Power & Light (FPL)
sólo accionó el interruptor en su planta de ciclo combinado de Cabo
Cañaveral.
Incentivos en
el fracking
El Gobierno del
Reino Unido planea reducir los impuestos de las empresas energéticas con el fin
de estimular el auge del gas shale. El Tesoro británico ha propuesto reducir la
tasa impositiva sobre los ingresos de producción para el incipiente sector del
gas pizarra y dejarla en 30%, frente a la tradicional tasa de 62% que pagan la
mayoría de las compañías de petróleo y gas.
"El gas de
esquisto es un recurso con un gran potencial para ampliar la matriz energética
del Reino Unido", dijo el ministro de economía George Osborne. "Queremos crear las condiciones adecuadas
para la industria para explorar y liberar ese potencial". La propuesta también describe otros incentivos
financieros para el sector. El Gobierno espera que las medidas estimulen una
inversión de 14,000 millones de libras (21,000 mdd) en gas de esquisto este año
y generen miles de puestos de trabajo.
Un puñado de
empresas energéticas ha obtenido licencias para buscar oportunidades de gas de
esquisto en regiones de todo el Reino Unido. Y según un informe reciente, no
debería ser demasiado difícil encontrar esos yacimientos.
The British
Geological Survey estima que el norte de Inglaterra tiene 2,281 billones de
pies cúbicos de gas, una cantidad monumental por cuanto el Reino Unido solo
utiliza tres billones de pies cúbicos cada año. Sin embargo, los expertos advierten que solo
una fracción del gas pizarra disponible (entre 10% y 30%) puede en realidad
extraerse de la tierra, mientras que el resto es inalcanzable y su extracción
no es rentable.
Técnicas como el
fracking hidráulico -que se basa en la inyección de agua, arena y aditivos
químicos a gran profundidad y a alta presión para fracturar la pizarra y
permitir que el petróleo o el gas fluya- han hecho que la extracción de
petróleo y gas de la roca bituminosa sea comercialmente viable. Pero el proceso
es controversial, pues los ambientalistas argumentan que esta técnica puede
contaminar los suministros de agua y potencialmente desencadenar terremotos.
¿Puede México
explotar el shale?
Entre 2014 y 2017,
Petróleos Mexicanos deberá destinar 5 mil millones de pesos anuales en promedio
a exploración para desarrollar proyectos de gas shale en el norte del país. De
acuerdo con información de la paraestatal, dicho capital será necesario para
incrementar la perforación de pozos exploratorios, la realización de los
estudios de sísmica 3D y elevar la rentabilidad del proyecto en el largo plazo.
“Se ha iniciado una campaña intensiva de
perforación, principalmente en las áreas de Burro-Picachos (Coahuila), sur de
Burgos (Tamaulipas) y Tampico-Misantla.”
Cabe mencionar que
el reporte de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos de
2011 posicionó a México en el cuarto lugar mundial, con un potencial de
recursos hasta de 681 billones de pies cúbicos de gas. Estos descubrimientos, y
los registrados y desarrollados en el país vecino, el negocio del gas shale han
elevado las expectativas en los mercados energéticos.
Ante este
escenario, Pemex mantiene una estrategia con la que busca dar certidumbre a los
recursos prospectivos, el tipo de hidrocarburos, así como evaluar la
productividad de las áreas de interés, y dar prioridad a las áreas con
potencial de aceite y gas húmedo. “Alineado
al plan de negocios de Petróleos Mexicanos se ha establecido una estrategia
exploratoria que incluye la prospectiva y evaluación de la productividad de
yacimientos, para dar certidumbre a los esquemas de desarrollo masivo. De
confirmarse el potencial, el gas shale representará más de dos veces la reserva
3P de gas natural del país o 10 veces la producción acumulada más la reserva 3P
de la cuenca de Burgos; para el caso del petróleo shale, será el equivalente a
la reservas 3P nacional de aceite”.
Como parte de estos
trabajos, la empresa señala que en cuatro años espera perforar 175 pozos
exploratorios, para lo cual hará estudios de sísmica 3D en un área de 10 mil
kilómetros cuadrados.
Ante ello, en 2013
la paraestatal espera ejercer inversiones por 3 mil millones de pesos en estos
proyectos que ya se están trabajando en Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas y
Veracruz, toda vez que Pemex mantiene como expectativa un potencial de 60 mil
barriles en la zona, de los cuales 50 por ciento es crudo y el resto es gas.
No obstante, a
partir de 2014, esta inversión deberá ser superior a los 5 mil 600 millones de
pesos, mientras que en 2015 el monto requerido será de 6 mil 200 millones de
pesos, teniendo un pico en 2016 de 6 mil 900 millones de pesos, mientras que el
monto se verá reducido nuevamente en 2017 con 5 mil 800 millones de pesos.
Claves
Proyecciones
- El gas shale se
encuentra en las formaciones rocosas sedimentarias granuladas, también llamadas
lutita y arcilla, ricas en petróleo y gas natural.
- Los tipos de
hidrocarburos esperados en las zonas potenciales son gas seco, gas húmedo y
aceite.
- En México se han
identificado seis provincias con potencial de aceite y gas en lutitas, donde se
han estimado recursos prospectivos técnicamente recuperables por 32 miles de
millones de barriles de petróleo crudo equivalente y 142 billones de pies
cúbicos de gas.
Resulta casi nueve
veces más caro que en EU: experto. Un pozo en ese país cuesta 2.8 mdd y en esta
nación se eleva hasta 25 millones de dólares. La explotación de energías no
convencionales, como el gas shale o lutita del que México ocuparía el cuarto
lugar mundial en reservas, no es competitivo, ya que mientras en Estados Unidos
realizan una perforación en 12 días, en México tardan 10 meses, en tanto que un
pozo estadunidense cuesta 2.8 millones de dólares, un pozo mexicano cuesta 25
millones de dólares. De estos, se paga entre 40 y 50 millones de pesos a
compañías estadunidenses por fracturación, afirmó el especialista de la UNAM,
Fabio Barbosa.
En la cuarta mesa
redonda sobre la nueva realidad de los combustibles no convencionales y sus
implicaciones sociales, económicas y ambientales que organizó la Facultad
Latinoamericana de Ciencias Sociales (Flacso), quedó de manifiesto que la
explotación de los recursos no convencionales presentan "muchos desafíos".
Por separado la
empresa Gas Natural Fenosa emitió un reporte en el que afirma: “La certidumbre otorgada por organismos
internacionales sobre las reservas de gas shale técnicamente recuperable en el
mundo y específicamente en México, respaldan las necesidades de reconfigurar el
sector energético mexicano y son una oportunidad para consumidores y empresas
que han apostado por el gas natural como una opción energética viable para el
desarrollo del país”.
Se refirió a un
reciente estudio prospectivo sobre petróleo y reservas gas shale de la
Administración de Información de Energía en el que refiere de México que
"sigue figurando entre las naciones con altos recursos calculados".
La Flacso México
organizó un debate sobre la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027, donde Fabio
Barbosa recordó que en el caso estadunidense, desde el siglo XVIII realizaron
un mapeo de las rutas del gas lutita, mientras que en el caso mexicano la
explotación de este recurso data de la presidencia de Guadalupe Victoria.
"La industria petrolera está
regresando a las zonas pobres que exploró hace más de 20 años porque los
grandes yacimientos están decreciendo aceleradamente". No obstante ese
conocimiento histórico, los expertos manifestaron que el gas shale no es una
panacea rápidamente alcanzable, pues hace falta tecnologías, proveedores,
abastecimiento de agua, ductos, infraestructura de almacenamiento, expertos e
ingenieros, coincidieron los panelistas.
“Las tendencias de producción de
hidrocarburos de Estados Unidos no se pueden extrapolar o replicar en México,
debemos buscar nuestro propio modelo de producción de gas shale”, dijo la
economista Rosalba Mercado, especialista de la UNAM.
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