Mundo

La existencia de shale gas permitirá a México llegar a una transición energética

17 Sep , 2013
Israel Rodríguez  

Adán Oviedo, director de la Compañía Mexicana de Exploraciones (Comesa, empresa de participación estatal mayoritaria, con 60 por ciento de Pemex y 40 por ciento de Schlumberger), aseguró que el país cuenta con vastos recursos en hidrocarburos para al menos 60 años. Dijo que la existencia de shale gas o gas de lutitas permitirá a México llegar a una transición energética muy tersa.

Informó que en 110 años de actividad petrolera en el país, “hemos producido 55 mil millones de barriles de crudo equivalente, pero todavía tenemos reservas por 44 mil millones y recursos prospectivos por descubrir de hidrocarburos convencionales (crudo y gas) del orden de casi 55 mil millones de barriles, y si añadimos los no convencionales (shale gas y shale oil) estamos hablando de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente”.

Entonces, agregó, contamos con casi 150 mil millones de barriles por producir y por descubrir. Es decir, que si calculamos con variantes fijas de producción e inversión, y considerando la probabilidad y la estadística de la ocurrencia de estos recursos, con toda seguridad estamos hablando de que en México tenemos recursos petroleros al menos para los próximos 60 años.

Gas lutita, vital en la transición energética
Al participar en el primer Seminario sobre energía y minerales en México, Pemex y CFE ante la reforma energética en el México de 2013, ¿privatización o modernización?, organizado por el Instituto de Investigaciones Económicas de la UNAM, el funcionario detalló que en el país 90 por ciento de la generación de energía depende de los hidrocarburos.

Consideró que las necesidades de suplir en las próximas décadas la energía a escala mundial, y México no es la excepción, van a estar muy concentradas en la explotación de recursos no convencionales, como el gas lutita, que van a requerir de grandes montos de inversión para su extracción, además del desarrollo e innovación de tecnología para poder extraerlos comercialmente.

Asimismo, dijo que los negocios del futuro serán la petroquímica y la refinación. Explicó que hay una tendencia mundial de sustituir el petróleo crudo para la generación de energía y utilizar el gas, que es un combustible más limpio.

Subrayó que hay grandes reservas de gas en el mundo y en México, que van a sustituir el uso del petróleo para generar energía, y entonces va a quedar gran capacidad y gran volumen de petróleo que no se va a usar para generar energía, pero sí para refinar y generar productos como prendas de vestir y diversos artículos que se utilizan cotidianamente en la industria de las telecomunicaciones, que son derivados de la refinación del petróleo.

Señaló que a pesar de que la refinación es un buen negocio, y lo tiene identificado el gobierno, es una cuestión de inversiones. En este momento migrar de la generación de energía a gas natural nos va a tomar entre 15 o 20 años, refirió.

No se pueden hacer hoy inversiones tan cuantiosas para proyectos de 20 o 25 años por el rezago del país en la materia; históricamente se debe a la falta de una visión integral de la industria petrolera.

Advirtió que el uso racional de los recursos naturales en un país es vital para asegurar el crecimiento económico y, por ende, la viabilidad de la vida social de sus ciudadanos, pero también es un tema tan importante que constituye un elemento de tensión geopolítica y reordenamiento económico en el mundo.

Informó que las últimas estimaciones señalan que en el orbe hay alrededor de 5 mil 700 trillones de pies cúbicos de gas, que en el contexto geopolítico, en un futuro cercano van a cambiar las condiciones hegemónicas o de balance geopolítico en el mercado de hidrocarburos. Esa lucha ya se está dando actualmente.

Mundo

“En Paraguay estamos ante la expectativa de participar de la revolución energética”

17 Sep , 2013
Alberto Acosta Garbarino  

El esquisto o shale es, en términos sencillos, una piedra bañada en petróleo que se encuentra bajo la tierra y de la que por un sistema complejo y moderno de trituración, se libera el petróleo y el gas contenidos en ella.

En diversos estados de los Estados Unidos, especialmente en Dakota del Norte, se han encontrado enormes reservas de shale.

Según la McKinsey Global Institute, en este siglo XXI el shale va a cambiar radicalmente a la economía norteamericana y consecuentemente a la economía mundial.

Las reservas encontradas indican que Estados Unidos, que hoy es el principal importador de petróleo del mundo, va a pasar a ser autosuficiente en el consumo de energía en los próximos años.

Desde el punto de vista geopolítico el impacto va a ser tremendo, porque el petróleo convencional debería bajar su precio y la importancia estratégica de los países petroleros se va a reducir considerablemente.

Para los Estados Unidos, las conflictivas zonas del Medio Oriente y de Venezuela van a ser cada vez menos relevantes, con las enormes consecuencias positivas y negativas que esto puede implicar. Desde el punto de vista geoeconómico, el impacto también va a ser y ya está siendo tremendo.

El precio del gas se mide en millones de BTU y el precio del gas que Rusia envía a Alemania es de USD 11,36; en Indonesia cuesta USD 17,72; en nuestro vecino Brasil cuesta USD 18 y en Estados Unidos el shale gas cuesta tan solo USD 4.

Debemos tener en cuenta que actualmente la economía mundial se mueve gracias a dos motores: el consumo de los Estados Unidos y la producción industrial de China, destinada principalmente al mercado norteamericano.

Siendo el mercado de destino Estados Unidos y con un precio tan bajo del shale gas, muchas industrias, especialmente las de uso intensivo de energía, están trasladando sus fábricas de China a Estados Unidos. Esto hará posible una nueva industrialización del gigante del norte. En América del Sur, el impacto del shale también va a ser tremendo.

Argentina ha encontrado en la zona de Vaca Muerta, en la provincia de Neuquén, la segunda mayor reserva del mundo de shale gas y la cuarta mayor reserva del mundo de shale oil. La nacionalización de YPF y la concesión a la empresa norteamericana Chevron se ha hecho para explotar activamente dicho yacimiento.

En el Brasil también se han encontrado yacimientos de shale en el estado de Paraná en zonas cercanas al río Paraná y todos sabemos que la misma cuenca geológica se tiene a ambas márgenes del río Paraná.

Por lo tanto, si existe shale en el lado brasileño también debería existir shale en el lado paraguayo.

Eso nos plantearía a los paraguayos una extraordinaria e impensada oportunidad de desarrollo, pero también un gran dilema, porque esa zona es actualmente la principal zona productora de soja de nuestro país.

De todos modos, es mejor tener que administrar la abundancia antes que la escasez, pero para poder hacerlo convenientemente tenemos que ponernos de acuerdo en una visión estratégica de desarrollo del país.

En esa estrategia, la producción de alimentos y de energía eléctrica van a seguir siendo importantes, pero a las mismas tenemos que agregarle la industrialización, la explotación minera y ahora los hidrocarburos.

La estrategia de desarrollo tiene que tener en cuenta todos estos sectores y tiene que establecer prioridades.

Porque administrar es priorizar e, increíblemente, estamos ante la expectativa de participar de la revolución energética que cambiará al mundo.

 

* El autor es Presidente de Desarrollo en Democracia, Institución sin fines de lucro, creada el 11 de marzo del 2004 a iniciativa de un grupo de 67 socios fundadores, todos ellos empresarios y técnicos preocupados por coadyuvar al diseño e implementación de estrategias que apunten a acelerar el ritmo de crecimiento y desarrollo de Paraguay.

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Mundo

La revolución del shale ha transformado radicalmente la economía norteamericana

17 Sep , 2013
Emilio Cárdenas - Exembajador Argentino  

La revolución del “shale” –esto es, de la extracción de petróleo crudo y gas natural por medios “no convencionales”– ha transformado radicalmente la economía norteamericana. Pero más aún la de Dakota del Norte.

Hablamos de un hasta no hace mucho somnoliento Estado del noroeste de Estados Unidos, con un perfil hasta no hace mucho predominantemente agrícola y una población de apenas unos 700.000 habitantes.

Hoy Dakota del Norte es el segundo productor de hidrocarburos del país del norte, sólo detrás de Texas, con una producción diaria que ya es del orden de los 860.000 barriles, lo que resulta algo así como el 10% de la producción total norteamericana. Nivel que, por lo demás, está en aumento constante. Hasta hay ya una comunidad latina que ha llegado atraída por el milagro petrolero y por el empleo que genera.

Ocurre que allí se explotan los yacimientos de “shale” conocidos como Bakken y Three Forks. Como consecuencia, los salarios locales aumentaron notoriamente y la desocupación es ahora de apenas el 1,4%. La actividad petrolera, como cabía esperar, ha movilizado la construcción y la obra pública, particularmente en el capítulo del transporte; para atender una verdadera avalancha de población y a la comercialización de la producción de hidrocarburos.

En momentos en que la Argentina comienza a incursionar en este tipo de producción, con altas expectativas, vale la pena describir, sintéticamente, cómo grava Dakota del Norte a esta actividad. En otras palabras, cómo es su política tributaria al respecto.

El principal impuesto sobre esta actividad es el llamado “severance tax”, que se aplica con una alícuota del 11,5% aplicada sobre el valor bruto del petróleo y gas extraído en boca de pozo.

Ese impuesto es, en rigor, la suma de dos tributos de aplicación simultánea. Una “tasa de extracción” del 6,5% sumada a una “de producción” del 5%. La segunda es técnicamente considerada como un sustituto a los gravámenes a la propiedad y se dedica, aunque sólo parcialmente, a financiar –automática y directamente– los presupuestos operativos de aquellos “condados” en los que la producción tiene lugar. Los “condados”, recordemos, son una suerte de equivalente a nuestros “partidos”. La mayor parte de estos ingresos, no obstante, va a parar a las arcas del Estado de Dakota del Norte (equivalente a nuestras provincias). Lo recaudado en función de la primera tasa va íntegramente a las arcas del Estado local.

Dakota del Norte también recibe ingresos de la actividad petrolera propiamente dicha y del uso de tierras fiscales. Entre ellas un pago único, al frente, por el derecho exclusivo de explotar (alquilándola) una fracción de tierra de propiedad del Estado. Una vez que comienza la extracción, el Estado recibe asimismo una regalía que se paga calculada sobre la producción, con una escala en función de los volúmenes producidos que va desde el 12,5% en algunos condados hasta el 18,75% en otros. Los productores pagan luego, sobre el resto de lo que producen, el llamado “severance tax”, antes aludido. En síntesis, cada 100 dólares de producción en el yacimiento Bakken se pagan 18,75 dólares como regalía y, sobre el saldo, (81,25 dólares) se paga el “severance tax”, a una tasa del 11,5%.

El presupuesto del Estado de Dakota del Norte hoy recibe unos dos billones de dólares en concepto de “tasa de extracción” y unos 1,76 billones de dólares por la “tasa de producción”. Con parte de los fondos recaudados se ha constituido un Fondo Estratégico, cuyos recursos sólo pueden gastarse cuatro años después de ingresados, salvo que se apruebe específicamente un gasto en particular con el voto favorable de los dos tercios de la Legislatura local.

La alícuota del “severance tax” de Dakota del Norte es superada tan sólo por la de Louisiana, que es del 12,5% y por la de Alaska, que es del 35% (pero que tiene deducciones que la llevan a una tasa efectiva del orden del 14%, que está ciertamente en línea con las de los demás estados). La de Texas, en cambio, es del 4,6%; la de Colorado, del 5%; la de Wyoming, del 6% y la de Oklahoma, del 7%.

Queda claro que naturalmente cuanto más alta es la presión fiscal del Estado local, menos se atrae a los inversores, que además tienen naturalmente que pagar los tributos nacionales y municipales que en cada caso correspondan.

En un mundo abierto, donde competimos todos contra todos por flujos de inversión que no son, para nada, infinitos, la referencia antes realizada acerca de lo que sucede en otros lares puede ser útil.

Argentina, Mundo

Consultora IHS señaló el potencial de las reservas de shale de Argentina

17 Sep , 2013
Ed Crooks  

Los yacimientos de shale de países como Argentina, Rusia y Argelia cuentan con reservas más grandes que las regiones centrales del auge del sector energético de Estados Unidos y pueden contribuir en forma significativa al abastecimiento mundial de crudo en la próxima década, según nuevas investigaciones.

El estudio de HIS sugiere que yacimientos como Vaca Muerta de Argentina, la formación Bazhenov de Siberia y Silúrica del norte de África podrían producir más que la formación Bakken de Dakota del Norte e Eagle Ford de Texas.

Sin embargo, las conclusiones de la investigación también muestran que los costos de extracción de reservas de “petróleo no convencional”, presente en esquistos y otras formaciones rocosas, son significativamente mayores en otros países que en América del Norte, lo que sugiere que requerirán un precio del petróleo más alto para ser comercialmente viables.

Los 23 yacimientos de petróleo no convencional más prometedores fuera de EE.UU. y Canadá podrían producir 175.000 millones de barriles de petróleo extraíble, según las estimaciones de IHS, frente a casi 40.000 millones de barriles en yacimientos similares de América del Norte. El estudio sugiere que dichas reservas podrían llegar a producir 5 millones de barriles por día en 2020, más que Canadá o Irak en la actualidad.

Los datos geológicos fuera de América del Norte son generalmente mucho menos completos, por lo que cualquier estimación se vuelve “altamente especulativa”, declaró IHS.

Otros estudios, incluyendo estimaciones de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos, también sugieren que hay gran cantidad de recursos de shale fuera de Norteamérica.

Los ejecutivos del petróleo a menudo expresaron con cautela sobre la velocidad a la que estos recursos se pueden desarrollar, debido a problemas como la incertidumbre sobre los derechos de propiedad, la oposición del medio ambiente, la escasez de agua, la necesidad de fracturamiento hidráulico y, sobre todo, la falta de personal capacitado y equipos necesarios en la industria de servicios petroleros.

Peter Voser, director ejecutivo de Royal Dutch Shell, dijo el mes pasado que la idea sobre una revolución global de shale estaba “un poco sobredimensionada”. Sin embargo, IHS cree que países como Rusia, Argelia y Argentina, que tienen una vasta trayectoria en producción de combustibles fósiles, lograrán el apoyo político para la producción de shale.

Un problema para muchos países de todo el mundo será el costo de producción mayor que en EE.UU. IHS afirma que un pozo de petróleo no convencional promedio costará alrededor de u$s 5,6 millones en América del Norte, frente a un promedio de u$s 8 millones en otros países, desde u$s 6,5 millones en Australia hasta más de u$s 13 millones en regiones de la península arábiga.

La explotación de shale puede requerir grandes inversiones. YPF, la petrolera estatal argentina, sugirió que una parte relativamente pequeña de la formación Vaca Muerta necesitará 1.500 pozos, lo cual equivale a un costo total de alrededor de u$s 15.000 millones para alcanzar objetivos de producción equivalentes a alrededor de 75.000 barriles por día.

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Energía, Expertos, Mundo

Origen, presente y futuro de la revolución del shale en los Estados Unidos

16 Sep , 2013
Federico Bernal (Director del CLICET)  

La aplicación de técnicas de fracturación para estimular la producción de gas y petróleo no es nueva. Las primeras tentativas se remontan a comienzos del siglo pasado, en EE UU. El registro de la primera fractura fue en 1947; y el primer pozo horizontal fue perforado en la década del treinta. A partir de los años 50 ambas técnicas crecieron a pasos agigantados, también en EE.UU.

Fue recién a mediados de los 70, por iniciativa del Departamento de Energía y el Instituto para la Investigación del Gas estadounidenses, que la estimulación hidráulica tuvo su bautismo comercial al aplicarse por primera vez a la extracción de shale gas. La participación estatal fue clave para que, al poco tiempo, la técnica se optimizara y complementara con la perforación horizontal.

A inicios de los noventa, la explotación de shale gas en la formación geológica no convencional Barnett (en Texas) fue la primera en ser comercialmente viable. Para 2005, la producción de Barnett producía 0,5 trillones de pies cúbicos (TCF) de gas natural por año. La exitosa experiencia entonces se replicó en otras formaciones no convencionales del país. La extracción de no convencionales se multiplicó, dando por resultado una revolución hidrocarburífera inédita en su historia. A nivel gas, la producción pasó de 0,3 TCF en 2000 a 1 TCF en 2006, 4,8 en 2010 (23% del total nacional) y 9,6 en 2012 (40% del total nacional).

Por su parte, la producción de crudo registró un alza, mayoritariamente como consecuencia del aporte del shale y tight oil, de unos 847 mil barriles diarios el año pasado en relación a 2011, el mayor incremento a escala planetaria (Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources: An Assessment of 137 Shale Formations in 41 Countries Outside the United States. EIA. Junio 2013). Según la Agencia Internacional de la Energía, EE UU podrá desplazar a Arabia Saudita en la próxima década como el principal productor de petróleo del mundo (World Energy Outlook – 2012).

Asimismo y según la EIA, EE UU que hoy importa un 20% de la energía consumida domésticamente, habrá eliminado sus importaciones netas para 2035. De hecho, el impacto en independencia energética registrado a la fecha resulta ya notable: el crecimiento en las reservas le alcanzan para satisfacer la demanda de 269 días sin importaciones netas (150 días era el horizonte unos cinco años atrás). En EE.UU se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales.

La “Vaca Muerta estadounidense” 
EE.UU. cuenta con las reservas de shale gas técnicamente recuperables más importantes del mundo y las segundas en shale oil. En la nación estadounidense se han descubierto a la fecha 20 formaciones geológicas con hidrocarburos no convencionales. La más grande en cuanto al gas (una suerte de “Vaca Muerta estadounidense”) es Marcellus (410,3 TCF o 55% del total de reservas técnicamente extraíbles), ubicada al noreste del país. Para tener una idea del potencial, la Argentina tenía a fines de 2012 11,3 TCF de reservas probadas de gas y EE UU 300 TCF (BP – 2013).

En petróleo, la más importante es Monterey/Santos, al sur de California (15.400 millones de barriles o 64% del total de recursos shale). Concentrémonos ahora en la “Vaca Muerta estadounidense”. La formación geológica de gas no convencional más importante de EE UU y del mundo (por su nivel de producción presente) es Marcellus. Representa una extensión de 156 mil kilómetros cuadrados (Vaca Muerte tiene 300 mil), de los cuales se han licitado apenas 16.995 (Review of Emerging Resources: U.S. Shale Gas and Shale Oil Plays. EIA. Julio 2011).

Marcellus, con reservas probadas de shale gas por 31,9 TCF (EIA-2011), Shale formations such as the Marcellus are producing so much natural gas that the nation’s gas supply will exceed its demand by 2017, according to research released on Tuesday by Bentek Energy LLC. Marcellus cubre seis Estados. El 57% de la formación geológica se encuentra en los Estados de Pennsylvania y West Virginia, ambos aprobaron la técnica de la fractura hidráulica. El restante porcentaje se distribuye entre Ohio y Nueva York (tienen en conjunto el 38% del total), Virginia (3,8%) y Maryland (1%). De los seis Estados, sólo Nueva York y Maryland prohíben la fractura hidráulica, aunque las prohibiciones son hasta el momento “temporales”.

Los Estados de Marcellus y el ‘Fraking’
Las legislaturas de Nueva York y Maryland están trabajando intensamente en la elaboración de marcos regulatorios medioambientales más estrictos y perfeccionados que los existentes en otros Estados, de tal suerte de habilitar la fractura hidráulica más que prohibirlo.

A propósito, dos detalles no menores. En primer lugar, si bien el Estado de Nueva York prohíbe la explotación del shale, el mayor aumento en la generación de empleo en este Estado ha sido provisto por la perforación de no convencionales en Pennsylvania, estado contiguo y al frente del shale gas en Marcellus.

De hecho Ohio, se convertirá para 2025 en el tercer estado que más empleo generará a partir de la industria del gas y del petróleo (el primero es Texas, seguido de Pennsylvania). En este sentido, las respectivas autoridades estaduales no pueden ignorar los mayúsculos beneficios del boom en el shale.

En segundo lugar y para el caso de Maryland, cabe destacar que el Departamento de Energía de EE.UU. acaba de aprobar la primera licencia para la exportación de GNL, que provendrá del shale gas de la formación Marcellus. La terminal, aun sujeta a una revisión medioambiental para su aprobación final, exportará un promedio de 0,77 mil millones de pies cúbicos de gas diarios (Bcf/d) durante 20 años. Como se ve, todo indica que Maryland se está preparando para permitir la pronta extracción de no convencionales.

Inversiones y producción en shale en EE.UU.
A nivel nacional y desde 2008, se han formado unos 21 joints ventures entre compañías locales y extranjeras para la explotación de los recursos shale, con inversiones que rondan los 26 mil millones de dólares. Para el período comprendido entre 2008 y 2012, se han cerrado 73 acuerdos con un total de 133 mil millones de dólares (los joints ventures conformados con empresas no estadounidenses participan con el 20% del total de estas inversiones).

Las inversiones extranjeras se dirigen a la compra de un porcentaje de la superficie en el yacimiento no convencional en poder de la compañía local, a cambio de desembolsos por anticipado y en efectivo, y un compromiso de cubrir una parte de los costos de perforación por un plazo que va desde los dos a los diez años (Foreign investors play large role in U.S. shale industry. EIA. 8 de abril 2013).

Específicamente para Marcellus, ya en 2008 operaban en el megayacimiento unas 19 compañías privadas. El costo promedio total de un pozo no convencional (perforación vertical + horizontal + fracturación hidráulica, etc.), entre 2008 y 2010, era de entre tres y cuatro millones de dólares. En fin, en EE UU y a excepción de ciertos grupos fundamentalistas de la ecología –muchos de ellos patrocinados por compañías dedicadas a la fabricación de equipos para la generación de energía en base a fuentes renovables–, ya nadie se cuestiona el uso del shale gas y shale oil, sino más bien cómo lograrlo con un mínimo de impacto medioambiental, con sostenibilidad y sustentabilidad económica y, muy especialmente, con apoyo de las comunidades involucradas.

Mundo

UK: Director de Cámara de Comercio resaltó importancia del shale para la industria

16 Sep , 2013
Sarah Marsh  

John Longworth, director general of the British Chambers of Commerce, believes that Britain needs to find cheap, reliable sources of energy and must “frack like mad” in order to power British industry and grow the economy.

Speaking at a Guardian fringe event on 15 September at this year’s Liberal Democrat party conference Longworth said the country also needs nuclear and other sources of energy and hit out at the government’s slow progress on infrastructure saying that future generations would not be able to afford quality public services unless we invest in projects to grow the economy now.

“We have got to have reliable sources of cheap energy supply for industry to prosper and the economy to grow and we have to get to grips with that,” said Longworth. “That means we have got to frack like mad and there is an interesting debate going on about that at the moment.”

He added that “economic performance matters and if people don’t believe that they are in a fool’s paradise. For our children and grandchildren, if we don’t perform economically well compared to other countries, we won’t be able to afford the quality of service of the NHS, education, welfare, pensions and defence.”

Longworth cited HS2 as an example of how much money infrastructure could generate, saying that the project could pay for itself in less than a decade.

Other speakers at the event on infrastructure investment, sponsored by Hitachi Europe and chaired by Michael White, assistant editor at the Guardian, included Norman Baker, parliamentary under secretary for transport, Sir Stephen Gomersall, chair of Hitachi Europe, and Gordon Birtwistle, chair of the Liberal Democrat parliamentary party committee on business, innovation and skills.

Baker opened the debate by saying that the government had “powered ahead with investment in transport and infrastructure” despite cuts in revenue budget. It was an area in which both parties in the coalition had agreed to invest, he said, adding that local authorities will have more power over infrastructure decisions but with certain minimum standards being applied.

Agreeing with Longworth, Gomersall said “HS2 has suffered from some presentational disadvantages but if you look at experiences elsewhere, like Japan, you will see its advantages.”

Birtwistle said one of the biggest challenges facing the UK was building up a skilled workforce. “The skills problem is becoming so acute in the UK, certainly in engineering and the really high technical skills that a lot of companies are finding it difficult to find people to employ.”

The impact of Britain potentially leaving the EU was also discussed: Gomersall said such a move would affect companies like Hitachi as well as the number of jobs that could be created in Britain. “We came to the UK because we believed it was the best manufacturing base in Europe for the whole of the European market,” he said, but added that Hitachi’s exports in Germany and northern European depended on having an environment in the UK with European partners which would enable goods and services to be exported throughout the EU. “So yes we would be affected most certainly if things changed. It would impact the speed at which we could grow and the number of jobs we could create in the UK.”

John Longworth, Norman Baker, Gordon Birtwistle and Stephen Gomersall were speaking at the Liberal Democrat party conference Guardian fringe event on 15 September.

Expertos, Mundo

El pensamiento actual sobre política energética no puede excluir al shale

13 Sep , 2013
Joaquim González Muntadas  

En la caliente batalla del sí o no en torno al fracking (también llamado estimulación hidraúlica), que se está librando en nuestro país, algo nos debería enseñar la noticia de la declaración conjunta adoptada por la patronal y la mayoría de los sindicatos franceses presentada en la Conferencia Social los pasados 20 y 21 de junio y titulado “Reinventando el crecimiento”, donde reclaman al Gobierno y llaman a la sociedad a revisar la posición de prohibición en Francia del gas de esquisto, afirmando que “el pensamiento actual sobre política energética no puede excluir el gas de esquisto”, y apostando por un esfuerzo en la investigación sobre la explotación de este gas del que Francia tiene considerables reservas.

Esta posición común de los sindicatos y patronal franceses en las negociaciones del Diálogo Social para la mejora competitiva de un país como Francia, con un alto nivel de soberanía energética por la energía nuclear, nos recuerda y reafirma que cuando hablamos de nuestra necesidad de mejorar la competitividad, como condición para la salida de la crisis y la creación empleo, es determinante situar la industria en el eje de la economía, y que este objetivo es muy difícil de conseguir si no conseguimos mejorar nuestro déficit energético (un lastre constante de nuestra economía) y más aún cuando el sector energético está viviendo una convulsa revolución mundial.

El ‘fracking’ supone una revolución que acentuará las ventajas de unos países frente a otros. Me refiero a la revolución energética provocada por las nuevas y enormes reservas de hidrocarburos no convencionales, cuya posibilidad de explotación de forma competitiva se debe a las tecnologías del fracking. Se trata de una revolución o una convulsión que modificará el mapa energético mundial y las ventajas comparativas de algunos países frente a otros. Así se está poniendo de manifiesto en la industria de EE.UU. al empezar a contar ahora con unos precios de gas significativamente más baratos que el resto de sus competidores mundiales. La pregunta que en Europa aún no se ha respondido es: ¿cómo gestionar esta revolución del gas de esquisto o gas no convencional, aún sin legislación regulatoria ni política común?, ¿cómo afrontará Europa la extrema diferencia en su contra del coste de la energía cuando ésta representa casi el 30% de los costes totales de su industria? El tiempo nos lo dirá, pero sabemos que no es la rapidez una de las virtudes de nuestra UE.

Y en España, ¿cómo estamos afrontando este radical cambio energético? ¿perderemos como casi siempre el tren, o seremos capaces de aprovechar los estímulos a la innovación que representa esta nueva industria? ¿podremos ser tan “originales” de ser un país, posiblemente de los únicos del mundo, que tiene carbón y no lo explota y puede tener hidrocarburos pero rechaza incluso la posibilidad de investigar y explorar para conocer sus reservas?

Es necesaria una reflexión rigurosa sobre las ventajas y los inconvenientes de la explotación de nuestras reservas de gas de esquisto

Lo más preocupante es la falta de posición y de referencias creíbles y rigurosas por parte de las fuerzas políticas, que han ido adaptando su opinión y posición a los inmediatos intereses electorales, lo que les ha llevado a defender posiciones distintas y contrapuestas en función del territorio y de la responsabilidad (gobierno/oposición) que gestionasen en cada momento. Indefinición y falta de debate de las fuerzas políticas que gobiernan, que hasta hoy han tenido que reglamentar y conceder la autorización para la exploración del gas de esquisto, generando desconcierto en gran parte de la ciudadanía. Un desconcierto que facilita que prácticamente haya acabado siendo percibido como un litigio entre dos polos opuestos e irreconciliables. Por una parte, aquellos colectivos y organizaciones sociales que respondiendo a sus legítimas opiniones, se oponen frontalmente. Por otra, las empresas energéticas directamente interesadas en la explotación de nuestras reservas de gas no convencional. Y en medio de esta confrontación, el silencio, cuando no la indiferencia y la desinformación de la mayoría de la ciudadanía, sin conciencia clara de las consecuencias determinantes de una u otra opción para el futuro económico, energético e industrial de España.

Por esto sería muy útil y necesario que nuestras organizaciones empresariales y sindicales también se impliquen, estudien y reflexionen con rigor las ventajas y los inconvenientes de la explotación de nuestras reservas de gas no convencional e incorporen en el Diálogo Social necesario para la mejora de la competitividad de nuestra economía.

Hablamos de realizar debates francos y rigurosos, conscientes que estamos ante una batalla plagada de intereses, ya que existe la posibilidad de modificar el actual mapa energético mundial, cambiando el estatus de los actuales suministradores de hidrocarburos, sean éstos árabes o rusos.

Por esto podemos decir que en esta guerra dialéctica, preñada de intereses, a favor o en contra del fracking adquiere sentido aquella frase de Jorge Semprum “pueden haber guerras justas pero no hay ejércitos inocentes”.

*El autor fue Secretario General de CCOO-Fiteqa (Federación de Industria Química)

Mundo

Parlamento vasco acordó no prohibir la fractura hidráulica en espacios naturales

13 Sep , 2013
El País  

El Parlamento vasco, en contra del criterio de EH Bildu y de las Juntas Generales de Álava, ha acordado no prohibir de forma expresa la exploración y explotación de hidrocarburos mediante la técnica de Estimulación Hidráulica en los espacios naturales protegidos.

La Comisión de Medio Ambiente de la Cámara vasca ha aprobado el dictamen de la ponencia que ha debatido sobre la proposición de ley de las Juntas Generales de Álava, que pedía en el Parlamento una modificación de la Ley vasca de Conservación de la Naturaleza para establecer la prohibición del ‘Fracking’, dentro de terreros de espacios naturales protegidos.

Esta propuesta de las Juntas Generales de Alava ha sido rechazada por PNV, PSE-EE, PP y UPyD, que han unido sus votos para aprobar un texto al que se ha opuesto EH Bildu. Concretamente, el dictamen aprobado, que ahora tendrá que ser debatido y votado en sesión plenaria, contempla una modificación del artículo 17 de la Ley de Conservación de la Naturaleza del País Vasco que establece que dentro de los límites de los espacios naturales protegidos y sus zonas de afección se prohibirán las actividades extractivas que resulten incompatibles con los valores ambientales que se protegen.

Añade que serán los instrumentos de gestión de planificación o de gestión de cada espacio natural protegido los que determinen la incompatibilidad de dichas actividades extractivas con los valores medioambientales y los criterios de protección de dichos espacios. Si fueran compatibles dichas técnicas con los valores ambientales, los proyectos se someterán a la perceptiva evaluación de impacto ambiental, según el texto.

El portavoz ‘abertzale’ critica el cambio de posición del PNV

De esta forma, el documento respaldado por PNV, PSE-EE, PP y UPyD no prohíbe expresamente el “fracking” y deja la puerta abierta al uso de esta técnica en los espacios naturales, según ha asegurado el parlamentario de EH Bildu, Dani Maeztu. Maeztu ha denunciado la “incoherencia absoluta” del PNV por pedir en las Juntas Generales de Álava la prohibición del “fracking”, en contra de lo defendido por su grupo en la Cámara vasca y también ha acusado a los nacionalistas de ceder ante el “lobby energético” con la ayuda del PSE y del PP.

Ha criticado al resto de los grupos por “deformar” la propuesta de las Juntas y abrir las puertas a la “peligrosa técnica de la fractura hidráulica también en los espacios protegidos” y ha recordado que en otras comunidades como Navarra, Cantabria y La Rioja, socialistas y populares sí que han prohibido el “fracking”.

Luis Javier Tellería (PNV), por su parte, ha rebatido estas acusaciones y ha dejado claro que la propuesta aprobada “no abre la puerta” al “fracking” porque para el uso de esta técnica se exige una evaluación de impacto ambiental. Además, ha añadido, el Gobierno vasco, las diputaciones y los ayuntamientos serán los que decidan en cada caso si se pervierten los valores medioambientales que se quieren proteger y en el texto se promueve la no existencia de canteras en estas áreas protegidas.

Natalia Rojo (PSE-EE) ha recordado que la propuesta de las Juntas es contraria a la jurisprudencia, que rechaza las prohibiciones genéricas relacionadas con la extracción minera en defensa del medio ambiente.

En la línea de los argumentos socialistas, la parlamentaria del PP, Mari Carmen López de Ocariz, ha dicho que la proposición de las juntas es “ilegal”, mientras que Gorka Maneiro (UPyD) ha mostrado su rechazo a esta técnica pero ha aclarado que la propuesta alavesa era de dudosa legalidad.

Mundo

EEUU afirma que hay suficiente shale para cubrir la demanda mundial durante 10 años

13 Sep , 2013  

El shale gas está superando a las previsiones para bien. Un informe reciente elaborado por el Departamento de Energía estadounidense asegura que podría haber gas no convencional suficiente para abastecer el consumo energético en el mundo durante al menos una década.

EEUU es junto con Canadá el pionero en el desarrollo de la técnica Estimulación Hidráulica, popularmente conocida como ‘Fracking’. Y, por ahora, son los únicos países que sacan partido en términos comerciales de la que ya se califica como revolución energética.

Sin embargo, en los últimos tiempos se está incrementando el número de países que pone sus ojos sobre esta energía, lo que ha hecho crecer también de forma significativa las reservas potenciales.

El mapa
De hecho, estos filones energéticos son tan “abundantes” que las previsiones de reservas existentes en todo el mundo han superado 11% las estimaciones realizadas por el Departamento de Energía de estadounidense hace solo dos años, de forma que se podría cubrir la demanda de energía a nivel global durante más de diez años.

La Casa Blanca ha analizado un total de 42 de países (EEUU incluido) y ha dibujado un mapa de recursos de shale oil y shale gas “técnicamente recuperable“. En atención al petróleo ligero, Rusia es el lugar que alberga más recursos “recuperables”, que calcula en 75.000 millones de barriles. Le sigue EEUU, con 58.000 millones de barriles. El top cinco lo completan China, Argentina y Libia.

Por su parte, si se habla de shale gas China se sitúa a la cabeza. Argentina, Argelia, EEUU y Canada ocupan los siguientes puestos en recursos “técnicamente recuperables“.

En conjunto, el Departamento de Energía estadounidense calcula que los recursos mundiales “no probados” de shale oil y shale gas ascienden a 345.000 millones de barriles.

En su informe, Washington explica que estas estimaciones dependen de los avances que se logren en la perforación horizontal y la fractura hidráulica. Así, añade que por ahora las previsiones son “altamente inciertas“.