Mundo

CEO de Wintershall apunta que Alemania debería debatir la utilización del ‘Fracking’

11 Sep , 2013
Jan Hromadko  

Germany should thoroughly debate whether it can afford an outright ban on the production of shale gas, a form of unconventional natural gas found in shale rock formations that has helped turn the U.S. energy market upside down, the chief executive officer of the country’s largest oil and gas producer said Wednesday.

“The production of shale gas could be a great opportunity for Germany”, said Rainer Seele, CEO of Wintershall, a unit of chemical giant BASF SE (BAS.XE).

However, shale gas production is controversial in Germany as it requires the application of hydraulic fracturing, a technology also known as fracking that is used to extract unconventional natural gas deposits that cannot be released by simply drilling a well. Fracking involves pumping huge volumes of water and chemicals underground to fracture rock formations and release the trapped gas deposits.

Mr. Seele conceded that shale gas production in Germany is unlikely to turn the domestic energy market upside down, contrasting developments in the past few years in the U.S., where shale gas production triggered a massive slide in gas prices and is set to make the country the world’s largest gas producer.

However, shale gas production could help keep indigenous gas production at present levels for at least another 100 years, he said.

Germany is in the midst of phasing out all nuclear power generation through 2022 and intends to replace most of its fossil-fueled power plants with “green” energy such as wind and solar power. Gas, which emits less carbon dioxide than coal, is widely considered as an acceptable backup for intermittent renewable energies.

Germany’s state-owned Federal Institute for Geosciences and Natural Resources said last year the country has significant shale gas reserves that–if produced–could theoretically meet the country’s gas consumption for the next 10 years and help it to considerably reduce reliance on energy imports.

Mr. Seele also criticized the fierce rejection of the fracking technology by vast parts of the German population for fear of environmental harm.

“Many people don’t know that around one third of indigenous production of conventional gas can only be produced through application of hydraulic fracturing”, he said.

Mr. Seele added that a large portion of that is known as tight gas, a form of natural gas trapped in extremely dense rock formations. In contrast to shale gas, tight gas carrying rock formations are generally located much deeper underground and are therefore not in close proximity to ground water reservoirs.

Mr. Seele said that the controversy surrounding the issue of shale gas and fracking has effectively resulted in an outright ban of the technology for fear of public outcry on environmental grounds.

He added that authorities in Germany haven’t approved any fracking requests since the middle of 2011, which has accelerated the decline in indigenous gas production, which is already on the decline as wells are gradually depleting.

Last year, domestic gas production declined to 12% of overall consumption, in part due to the ban on fracking, Mr. Seele said.

Germany’s gas and oil industry association WEG last month said that indigenous gas production declined by a further 10% in the first half of 2013 compared with the same period a year earlier. The lobby group also attributed the fall to failure by authorities to approve fracking activities.

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Argentina

“Chequeando.com” confirmó que Neuquén tiene la legislación ambiental más exigente

11 Sep , 2013
Matías Di Santi y Ariel Riera  

En virtud de la declaración del Gobernador de Neuquén Jorge Sapag sobre las exigencias de la legislación ambiental petrolera de la provincia, el portal que se dedica a constatar dichos con información señaló que la afirmación es “Verdadera”.

Efectivamente, Neuquén, a diferencia de otras provincias del Sur, cuenta con normas específicas de explotación hidrocarburífera que van más allá de la protección nacional. Un ejemplo es el reciente decreto que regula la técnica Estimulación Hidráulica, más popularmente conocida como ‘Fracking’.

El gobernador de Neuquén, Jorge Sapag, defendió el acuerdo del Ejecutivo provincial con YPF aprobado por la Legislatura para la explotación no convencional del área Loma La Lata Norte/Loma Campana, ubicada en Vaca Muerta. Se refirió a la legislación ambiental, al uso del agua y a los beneficios que traerá este proyecto para la producción petrolera de la Provincia.

“Nosotros tenemos la legislación ambiental [petrolera] más exigente de la República”, dijo en una entrevista en Vorterix el gobernador Sapag. La Provincia, a diferencia de otras jurisdicciones del Sur, cuenta con normas específicas y exigentes de explotación hidrocarburífera que van más allá de la protección nacional.

Neuquén cuenta con varias normas orientadas al cuidado del ambiente. La Ley 2.867, que ratificó el Acta Acuerdo Neuquén-YPF, estableció en su artículo cuatro que la explotación de Loma La Lata Norte/Loma Campana estará sujeta a leyes nacionales y, en el caso de la normativa provincial, enumera las leyes 899; 1.875; 2.205; 2.175; 2.183 y 2.600.

El listado contiene desde el Código de Aguas de la Provincia hasta la legislación que regula la actividad hidrocarburífera. En relación a este último punto, se encuentra la prohibición de emisión de gases en pozos gasíferos y la fijación de un impuesto en caso de superar los valores fijados en pozos petrolíferos; el pago de multas por daño ambiental y la creación de un certificado de aptitud ambiental, que las empresas concesionarias deben renovar anualmente.

“Neuquén tiene una legislación ambiental robusta aplicable al sector petrolero”, expresó Horacio Franco, abogado especializado en derecho ambiental, y agregó que “siempre hay que diferenciar entre la legislación y la práctica, donde ninguna provincia es perfecta, pero Neuquén está entre las más activas”.

Esta legislación se da en la Provincia más allá del dominio que posee el Gobierno nacional en materia energética, como establece la Constitución Nacional y la Ley 26.197, conocida como “Ley Corta”. Así lo especifica un artículo publicado en la revista del Instituto Argentino de Petróleo y Gas (IAPG): “El Estado Nacional se reserva la facultad de reglar la política energética nacional, transmitiéndole a las provincias la administración de las concesiones que se encuentren en sus territorios”.

En relación al yacimiento que explotarán YPF y la estadounidense Chevron en Loma La Lata, uno de los puntos más criticados es que la técnica utilizada (fracking o inyección por fractura) requerirá de la utilización de agua, además de arena y aditivos biodegradables. Así se facilitará que el hidrocarburo alojado en suelo rocoso fluya hacia el pozo para su producción.

“En el caso de Vaca Muerta, la principal preocupación es el agua, si el fracking va a contaminar los acuíferos. Pero, afortunadamente, la geología que tiene el área hace que sea remota esta posibilidad debido a la profundidad en la que se encuentran los yacimientos, que es muy superior a la profundidad en que se ubican los acuíferos”, explicó Franco.

A la misma conclusión llegó el consultor energético Eduardo Barreiro: “Estamos hablando de pozos de tres kilómetros de profundidad, cuando las napas de agua potable están entre la superficie y 300 metros”, por lo que no hay “peligro de conectar una capa petrolera o de gas con una de agua potable”.

Además, Neuquén es la única provincia que legisló específicamente sobre estas formas de explotación petrolífera. El Decreto 1483/2012 establece las “Normas y Procedimientos para Exploración y Explotación de Reservorios No Convencionales”, y sus puntos más importantes son:

  • Exige a todos los proyectos una Licencia Ambiental antes de comenzar a operar, y la autorización sobre la cantidad de agua a utilizar.
  • Prohíbe el uso de aguas subterráneas aptas para el consumo humano e irrigación, tanto en las etapas de perforación como en las de terminación de los pozos.
  • Prevé la realización de análisis físico-químicos del agua de retorno dentro de las 72 horas, ya sea por parte del concesionario o de la Subsecretaría de Ambiente de Neuquén.
  • Exige el tratamiento del agua de retorno (o de flowback) para su reutilización y disposición. “No podrá ser vertida sobre cuerpos de agua superficiales (…), ni podrá ser almacenada previa y durante su tratamiento en receptáculos a cielo abierto”, indica el decreto.

El director de Los Verdes-Foro de Ecología Política, Juan Carlos Villalonga, coincidió con el avance de esta normativa, aunque mencionó la necesidad de controles previos al inicio de las nuevas explotaciones no convencionales. “La provincia debería establecer una red de monitoreo sobre la calidad de las aguas y otros parámetros críticos para establecer una línea de base sobre la cual poder comparar y evaluar posible impactos y efectos”, expresó.

Además, agregó que el Decreto 422/13 de la provincia establece que las explotaciones hidrocarburíferas deben presentar un Informe Ambiental que, a diferencia de un Estudio de Impacto Ambiental, no incluye la realización de audiencias públicas.

Una Evaluación de Impacto Ambiental “abarca desde la presentación del proyecto por un proponente, hasta la declaración de los impactos ambientales de la acitividad propuesta por parte de la autoridad ambiental”, de acuerdo a un trabajo de Federico Iribarren, abogado y docente de la carrera de especialización en Derecho y Política de los Recursos Naturales y del Ambiente.

Argentina

Es necesario y posible el aprovechamiento solidario y planificado de los recursos

11 Sep , 2013
Luis Felipe Sapag - Diputado MPN  

La Argentina y, con más intensidad, Neuquén están enfrascadas en la discusión sobre los impactos de la Estimulación Hidráulica en yacimientos no convencionales de hidrocarburos.

Como con el glifosato respecto de la soja y las pasteras uruguayas rechazadas por los ambientalistas de Gualeguaychú, militan grupos intensos, mientras los medios de comunicación informan con más o menos precisión sobre el tema y nadie parece estar ajeno al debate.

Muchos se muestran a favor o en contra de manera apasionada, similar a la adhesión a un club de fútbol o incluso a la fe en una religión.

Las visiones más apocalípticas auguran desolación, enfermedad, muerte y desmembramiento de sociedades enteras, todo a partir de la técnica de explotación conocida popularmente como “Fracking”. Empresas, gobiernos y grupos interesados serían tan malvados, mezquinos y avaros que, sabiendo los males que causa esa técnica, igualmente no dudan en aplicarla. Los ultraambientalistas no admiten la posibilidad de utilizar tecnologías de manera sustentable y en sus retóricas simplifican la cuestión reduciéndola a simples polaridades bueno-malo, tales como “vida o fracking”, “agua o petróleo”, “naturaleza o tecnología”, “mapuches o YPF-Chevron”.

Los desarrollistas, aunque no lo acepten los ultras, también nos declaramos ambientalistas y responsables, pues queremos cuidar el medioambiente poniendo también como prioridad el trabajo y la salud de nuestras sociedades. Desde ese principio afirmamos que es necesario y posible el aprovechamiento solidario y planificado de nuestros recursos naturales para diversificar la producción y, con las rentas del gas y el petróleo, diversificar la matriz energética incrementando la participación de las fuentes renovables.

En este punto de tan irreconciliable discusión cabe una pregunta: ¿y si se demuestra que la Fractura Hidráulica bien implementada y con controles exhaustivos no contamina? Esa es nuestra hipótesis y, como toda afirmación, sólo el método científico puede avalarla o refutarla.

Toda tecnología genera impactos, si los mismos son controlados, pero si durante su ejecución los parámetros se salen de lo previsto, ya no se trata de impacto, sino de contaminación. En EE. UU. se han realizado aproximadamente dos millones de fracturas hidráulicas y, si bien es cierto que algunas sufrieron accidentes, se han alcanzado procedimientos altamente confiables, permitiendo el autoabastecimiento de gas del país que más energía consume en el planeta.

En Neuquén recién llevamos hechas casi 2.000 fracturas en 300 pozos. Si bien son pocas aún, no se produjeron eventos indeseables. Todo indica que estamos bien encaminados; que se está transitando un proceso de mejora continua, disminuyendo el consumo de agua fresca y procesando adecuadamente los líquidos afectados de retorno. Es decir, se está aplicando seriamente el método científico. Entonces, ¿y si en algunos pocos años se comprueba con decenas de miles de fracturas que el método es confiable? ¿Si a la par de no contaminar resulta el fundamento del crecimiento económico, social y cultural de la provincia, así como del empleo bien remunerado de miles de personas? Mi pronóstico es que así sucederá.

(*) El autor, Luis Felipe Sapag, es Diputado MPN, miembro informante del convenio YPF-Nqn sobre Vaca Muerta

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Argentina

La estatal G&P comenzará su primera fractura en un pozo no convencional

11 Sep , 2013  

La compañía estatal Gas & Petróleo de Neuquén (G&P) comenzará en octubre próximo con la primera fractura no convencional en el área Aguada del Chañar, la única donde es operadora. Además, la empresa provincial negocia la contratación de la unidad móvil de tratamiento de flowback presentada ayer por Nalco y también estudian la utilización de arenas neuquinas por primera vez para bajar costos.

Así lo confirmó el ministro de Energía provincial Guillermo Coco en una rueda de prensa tras la presentación de los equipos desarrollados por la firma Nalco Champion y la metalúrgica Falmet, que se llevó a cabo en la base de la firma norteamericana en el Parque Industrial de esta capital.

“Va a ser la primera fractura no convencional de G&P como operadora. Y por lo que nos han explicado los técnicos es a tres puntos. Se van a tomar tres puntos verticales de lo que tiene que ver con la cocina de la roca madre y un punto por arriba y otro por abajo y una vez que esté ubicada la mejor posición del hidrocarburo se direccionará a un pozo horizontal y se trabajará una fractura múltiple”, explicó Coco.

Según el ministro, las perforaciones para llegar a la formación Vaca Muerta se realizarán a una profundidad promedio de 3.800 metros. También confirmó que el desembolso en ese pozo ascenderá a los u$s 5 millones mientras que la inversión ya realizada trepa a los u$s 12 millones, con lo cual la inversión total alcanzará los u$s 17 millones.

Coco también confirmó que si bien hubo contactos con muchas compañías de servicios petroleros finalmente se cerró con Halliburton que será la encargada de hacer la fractura por un tema del diseño del proyecto y los costos. “Va a ser un contrato llave en mano salvo para lo que tienen que ver con la arena y el agua. Eso dos capítulos quedan afuera”.

El funcionario reconoció que negocian la contratación de los nuevos equipos de tratamiento de flowback. Es que tal como se explicó en la presentación, muchas petroleras contratan directamente el servicio como capítulo integral.

Por eso, justamente, Nalco Champion y Falmet también se asociaron con la empresa de servicios petroleros neuquina Ingeniería Sima para ofrecer un servicio integral a través del alquiler de las unidades.

Expertos

Experto afirma que el shale gas es una alternativa económica y ecológica

11 Sep , 2013
Bjorn Lomborg - Ambientalista Danés  

De acuerdo con un informe de la Administración de Información de Energía de los Estados Unidos (EIA, por sus siglas en inglés) el gas de esquisto (shale gas) aumenta los recursos mundiales de gas natural en un impresionante porcentaje del 47%.

Los recursos de gas de esquisto de Argentina –los segundos más altos del mundo en términos de gas técnicamente recuperable, estimados en 802 trillones de pies cúbicos– no son algo que se pueda desaprovechar. Los beneficios económicos del fracking o fracturación hidráulica son múltiples: mientras que los precios del gas en la Unión Europea se duplicaron desde el año 2000, los precios en los Estados Unidos disminuyeron un 75% en los últimos años. Esto ha ahorrado u$s125 mil millones anuales a los consumidores en precios más baratos de la energía . De modo que la revolución del gas de esquisto promete ser una gran noticia para la economía argentina, pero –tal vez sorprendentemente–, también es una buena noticia para nuestro clima.

Hasta el momento, Estados Unidos es el único país que ha producido el gas de esquisto a gran escala, mediante el uso de la fracturación hidráulica. Una gran cantidad de preocupaciones ambientales se han atribuido a esta técnica, algunas lo suficientemente reales como para justificar una fuerte regulación, pero muchas de ellas exageradas. Un videoclip ampliamente difundido de un grifo abierto incendiándose –incluido en la película Gasland– resultó ser falso, ya que el gas era totalmente natural en su origen. Se suscitaron en todo el mundo preocupaciones sobre el suministro de agua en Dimok (Pennsylvania), pero estas se desvanecieron cuando la Agencia de Protección Ambiental realizó las pruebas pertinentes.

Contrarrestando la retórica ambiental, el fracking ha demostrado ser la solución ecológica de esta década, como un método transitorio hacia el futuro, hasta que las energías renovables se encuentren listas para competir con los combustibles fósiles. El gas natural genera 45% menos emisiones de CO² que el carbón y cuesta mucho menos que la actual energía solar y la eólica. En 2012, las emisiones de dióxido de carbono en Estados Unidos cayeron a su nivel más bajo en 20 años, 14% por debajo de su nivel pico alcanzado en 2007. Mediante la sustitución del carbón, el gas de esquisto ha evitado cerca de 500 toneladas métricas de emisiones de CO² en los EE.UU.. Eso es aproximadamente el doble del efecto total del Protocolo de Kioto y cualquier otra legislación sobre el cambio climático en el resto del mundo durante los últimos veinte años.

Aunque el cambio del carbón al gas natural fue rápido, las tecnologías subyacentes han venido desarrollándose durante varias décadas. El Departamento de Energía de EE.UU. y otros actores implicados invirtieron cerca de u$s10 mil millones durante 30 años para conseguir la innovación en la perforación, fractura y técnicas avanzadas de mapeo . Ahora, cuando el gas obtenido mediante fracturación hidráulica resulta más barato que el resto de los combustibles fósiles, estamos viendo los beneficios. Esa historia tiene una lección importante para las próximas generaciones de energía ecológica.

A largo plazo tenemos que cambiar a fuentes de energía ecológica debido al calentamiento global. Pero en tanto los costos sean superiores a los de los combustibles fósiles, esto nunca sucederá. Los modelos económicos muestran que la innovación es, por lejos, la mejor política a largo plazo en materia de cambio climático. Si todos invirtiéramos mucho más para reducir el costo de la energía ecológica a través de la innovación, lograríamos desplazar a los combustibles fósiles más rápido y encontrar una solución energética verdaderamente viable para enfrentar el calentamiento global.

Por ahora, sin embargo, Argentina también tiene que experimentar la bonanza de la fracturación hidráulica, que promete ser la mayor fuente de reducciones de CO² de esta década, mientras beneficia a la economía argentina y a sus consumidores. Este es un excelente negocio que difícilmente se pueda dejar pasar.

EN NÚMEROS

47% aumenta los recursos munidales de gas natural.

802 trillones de pies cúbicos es la reserva estimada que tiene la Argentina.

125.000 millones de dólares anuales ahorran los consumidores de EE.UU.

10.000 millones de dólares fue la inversión para desarrollar la tecnología del fracking.

Argentina, Expertos

Una oportunidad extraordinaria para obtener soberanía energética en Argentina

11 Sep , 2013
Federico Bernal  

Greenpeace y otras organizaciones ecologistas juntaron 25 mil firmas en Córdoba para dar estado parlamentario a un proyecto de ley que prohíbe la actividad nuclear en la provincia. La iniciativa, elaborada por el FAP y la UCR (cuenta ya con el beneplácito del ex Grupo A, ahora rebautizado el “círculo verde”), se propone interrumpir el programa de extensión de la vida útil de la central Embalse y cerrar la empresa estatal Dioxitek SA, crucial en la fabricación de elementos combustibles para Atucha I y la misma Embalse.

En paralelo, el dúo Solanas-Carrió –en colaboración con agrupaciones de izquierda y algunas comunidades mapuche–, ejecutan un frenético y mentiroso embate ambientalista contra la explotación de los hidrocarburos no convencionales por parte de YPF. El menemismo añejo (Macri-Duhalde) y el aggiornado (Massa), más conocido como “círculo rojo”, con su ejército de “especialistas” pagos a cuestas, hacen lo propio contra la estatal petrolera, el acuerdo con Chevron y la inmensa mayoría de las obras y licitaciones energéticas encaradas por el gobierno nacional. Como director de orquesta, el Grupo Clarín. En la sección Política de su portal, coloca un banner que reza así: “Justicia para Ecuador. Enterate antes de que pase en la Argentina: En la lucha contra Chevron, nuestra arma es la verdad”. El Grupo Prisa, como se sabe, es aliado estratégico del Grupo Clarín. Prisa/El País están íntimamente ligados a los accionistas de Repsol a través de Caixabank, BBV y Sacyr. Se explica, pues, que a la corporación dirigida por Magnetto se le ordene no sólo omitir denunciar los miles de millones de dólares en pasivos medioambientales dejados por Repsol sino también y fundamentalmente, poner toda la carne en el asador para boicotear a YPF, esto es, al Estado argentino y su seguridad económica y energética. Pero lo que no se explica de ninguna manera, es el referido accionar de la oposición política, sobre todo en función de su inflexible argumento de “crisis energética”. ¿Qué pretenden, que nos quedemos sin energía nuclear, sin hidrocarburos, sin represas hidroeléctricas? ¿Acaso son accionistas de Repsol, de Prisa o del Grupo Clarín?

La Argentina necesita reponerse de la debacle petrolera y gasífera provocada por la privatización y desnacionalización del sector hidrocarburífero y eléctrico iniciado en 1976, profundizado entre 1989 y 2002, y cuyas nefastas consecuencias –si bien en franca reversión– se extienden al día de hoy. Los ingentes volúmenes de petróleo y gas no convencionales técnicamente recuperables de Vaca Muerta –asegurados para el bienestar social, una economía autosuficiente, moderna y soberana– constituyen una oportunidad extraordinaria para superar la pesada herencia energética neoliberal y, en el mediano plazo, erigirse en un motor fabuloso para la creación masiva de empleo, la industrialización, la competitividad de nuestra producción rural, industrial y sus respectivas exportaciones, la consolidación de YPF y, por qué no, hasta la creación de una petroquímica estatal. A propósito de todo esto, el caso de los no convencionales y su revolucionario impacto en EE UU.

BOOM DE RESERVAS Y PRODUCCIÓN. Según el último informe de la Agencia de Información de la Energía de EE UU (EIA), la nación norteamericana cuenta con las reservas de shale gas técnicamente recuperables más importantes del mundo (seguida de China y la Argentina) y las segundas en shale oil (debajo de Rusia; Argentina en la cuarta posición detrás de China). La producción doméstica de hidrocarburos registra un máximo desde las últimas dos décadas, consecuencia del boom en la fracturación hidráulica y la perforación horizontal iniciada de forma regular y masiva a partir de 2005. En 2011, el sector petrolero estadounidense sumó la mayor incorporación de petróleo y derivados a sus respectivas reservas probadas desde 1977 (3800 millones de barriles; 15% interanual). Por su parte, la producción de gas pasó de 0,3 TCF en 2000 a 1 TCF en 2006, 4,8 en 2010 y 9,6 en 2012 (40% de la producción total nacional de gas natural). EE UU vive hoy, gracias al shale y al menos desde los últimos tres años, una revolución hidrocarburífera sin precedentes en su historia.

SHALE E IMPACTO SOCIOECONÓMICO. El Instituto del Petróleo de EE UU acaba de publicar la tercera y última parte de un informe privado sumamente interesante, informe en el que detalla el impacto económico que la explotación de los no convencionales tiene y tendrá en dicho país. A continuación, un resumen a nivel: 1) PBI; 2) empleo; y 3) ingresos fiscales.
1) En 2012, los no convencionales (segmentos upstream, midstream, downstream y petroquímica) contribuyeron al PBI nacional con 284 mil millones de dólares (238 mil millones sólo el sector del upstream, esto es, exploración y producción). Los autores calculan que los aportes alcanzarán los 468 mil millones anuales en 2020 y 533 mil millones en 2025; 2) La cadena de los no convencionales, sumada a petroquímica, implicaron 2,1 millones de puestos de trabajo en 2012. Se estima que para 2025, ambos segmentos den trabajo a unos 3,9 millones de personas; y 3) las ganancias gubernamentales superarán los 1,6 billones entre 2012 y 2025, de los cuales 1,4 billones provendrán del upstream.

SHALE E IMPACTO INDUSTRIAL. EE UU está experimentando un fuerte resurgir industrial. El principal motivo: el exponencial crecimiento de la abundancia y el abaratamiento de los recursos energéticos, a su vez consecuencia del boom en las técnicas de extracción no convencionales (pozos horizontales y fracturación hidráulica). Por ejemplo, EE UU sumó 500 mil nuevos empleos industriales desde 2009. Sucede que los industriales estadounidenses están beneficiándose de una fuente de provisión segura y barata de gas natural, sobre todo los sectores de consumo intensivo (petroquímica, aluminio, vidrio, cemento, alimentos, químicos, fertilizantes, etc.). La abundancia de gas natural, asimismo, impacta sobre los precios de las tarifas eléctricas. Para 2015, la combinación entre los bajos precios de la electricidad y del gas (un tercio a los que paga la Unión Europea y un quinto a los que paga Asia), sumados a una mayor actividad aumentarán la producción industrial en un 2,8% interanual.

SHALE, IMPACTO MACRO, POBREZA Y TARIFAS ELÉCTRICAS. La revolución de los no convencionales está generando una mejora substancial tanto a nivel ingresos de decenas de millones de hogares como del comercio general del país. En relación al primer aspecto, el informe concluye que la convergencia entre más hogares con adultos empleados (derivados de la fortísima reactivación industrial), menores precios en las tarifas de gas y electricidad, así como menores precios en productos derivados de las industrias petrolera y petroquímica, todo ello permitió un ahorro en 2012 equivalente a 1200 dólares por hogar. Dado que en EE UU existen unos 120 millones de hogares, el ahorro a nivel nacional fue equivalente a unos 144 mil millones de dólares. Incluso y según un reciente informe de la consultora Mercator Energy, la caída del 61% en el precio del gas entre 2002 y 2012 inyectó a los hogares más humildes cerca de 10 mil millones de dólares el año pasado, superando ampliamente los beneficios reportados a escala nacional por el Programa de Asistencia Energética para Hogares de bajos ingresos (entregó en 2012 subsidios por 3500 millones de dólares a 9 millones de hogares en esta categoría). Por último, el impacto comercial. En primer lugar, el incremento en la producción doméstica de petróleo le permite ya una reducción importante de las importaciones. Al actual ritmo de producción/consumo, se convertirá en exportador neto de gas en 2020. En segundo lugar, la reducción en los costos energéticos, especialmente para electricidad y gas natural, está provocando una mejora global de la competitividad de las industrias de consumo energético intensivo. A partir de 2022 y de ahí en más, los no convencionales aportarán unos 180 mil millones de dólares adicionales por año a la balanza comercial real del país.

EL BOICOT DE LOS CÍRCULOS VERDE Y ROJO. Sería erróneo afirmar que las proyecciones y los resultados verificados en EE UU sean 100% extrapolables a la Argentina. Sin embargo, constituyen un ejemplo más que interesante, una muy rica experiencia de la cual debe aprenderse. ¿Puede la Argentina emular el caso del shale estadounidense y su impacto socioeconómico, industrial, etc.? Mientras el marco regulatorio hidrocarburífero siga evolucionando para priorizar un mercado interno pujante, un sector industrial competitivo y en expansión; mientras tenga como norte el fortalecimiento del Estado, la consolidación de YPF, la soberanía energética y la capitalización del país, muy probablemente sí. ¿Y si los círculos rojo y verde contribuyen a los esfuerzos del gobierno nacional para convertir al shale argentino en un revolucionario programa de desarrollo, empleo masivo, industrialización, incremento de la competitividad nacional, disminución de la emisión de gases de efecto invernadero? ¿Y si rompen con los intereses corporativistas contrarios a la consolidación de nuestra querida YPF? Es más, si el ciclo K termina definitivamente en 2015, como aventuran, entonces preguntamos: ¿a qué le temen? No existe, al menos al día de hoy, un programa de desarrollo socioeconómico e industrial a escala nacional más esperanzador que Vaca Muerta. Las lecciones que deja EE UU son muchas, lecciones que deberán ser analizadas en función de nuestras propias particularidades e historia: YPF como actor mayoritario en las formaciones geológicas del país, YPF como garante del autoabastecimiento energético del país y exportador clave de gas a nivel eje Sur-Sur, una petroquímica estatal, etc. Como sea, el futuro cercano es altamente promisorio para el pueblo argentino.

Argentina, Expertos

Argentina tomó la delantera regional en la explotación de petróleo y gas de esquisto

10 Sep , 2013
Adrián Gianetti  

Argentina, México y Colombia son los pioneros en el prometedor negocios de los hidrocarburos no convencionales, un sector que requiere de fuertes inversiones que pueden captar con regulaciones más atractivas.

Los avances en estos países fueron destacados en el World Shale Oil & Gas Latin America Summit. El caso de Argentina es paradigmático, ya que los expertos de la región consideran que tomó la delantera en la explotación de petróleo y gas de esquisto (“shale”) con el inicio de la actividad extractiva en la gigantesca formación no convencional de Vaca Muerta, en el suroeste del país, por parte de YPF, controlada por el Estado argentino tras la expropiación del 51 % de las acciones a la española Repsol.

Las actividades en Vaca Muerta se concentran en la provincia de Neuquén, cuyo director de Hidrocarburos, Alex Valdéz, precisó que ya se han perforado un centenar de pozos. “La niña bonita es Vaca Muerta. Estamos viendo si está viva. Según lo que hemos investigado, para poder determinar cómo se comporta nuestra Vaca Muerta hay que invertir y tener un panorama de 4.000 pozos para ver cómo es el comportamiento en toda la extensión de Vaca Muerta. Pero tenemos un gran potencial”, afirmó.

Aunque existen varios operadores internacionales con derechos en la formación, YPF es el mayor de ellos y recientemente ha sellado una alianza con la estadounidense Chevron para la explotación conjunta, un modelo que busca replicar con otros potenciales socios.

Para incentivar el sector de los no convencionales, el Gobierno de Cristina Fernández creó en julio pasado, previo al acuerdo Chevron-YPF, un régimen de promoción de inversiones para la explotación de hidrocarburos con beneficios para empresas que presenten proyectos de explotación por más de 1.000 millones de dólares (763 millones de euros).

A nivel local, las provincias petroleras argentinas también estudian cambios de regulación. Por eso, Valdéz informó que Neuquén planea licitar en marzo próximo áreas de concesión en Vaca Muerta, para lo cual se prevé algunos cambios en la normativa provincial.

Colombia también modificó su regulación recientemente para el sector de los no convencionales. Los cambios consisten en un nuevo sistema de pago de regalías, incentivos fiscales y mayores plazos para el período de exploración, que se extendió de seis a nueve años, según detalló Edwar Tovar, director de No Convencionales de la petrolera colombiana Ecopetrol.

Tovar destacó que el “shale” forma parte de las estrategias de Ecopetrol para aumentar la producción de hidrocarburos. Colombia tiene tres cuencas con potencial no convencional, pero la mayor de ellas es el Valle Medio de Magdalena, donde ya se han perforado cuatro pozos.

“Ecopetrol está haciendo una campaña de diagnóstico del potencial. Se está encontrando una segregación de hidrocarburos. Pronto entrará en fase piloto para luego hacer demostración comercial de la viabilidad económica de los proyectos”, dijo Tovar.

En México también los pasos en el campo del “shale”, en particular en el gas de esquisto, son incipientes.

“En México apenas estamos en el proceso de delimitar con precisión cuál es el potencial”, declaró Fluvio Ruiz Alarcón, asesor y miembro de la junta directiva de la estatal mexicana Pemex, quien indicó que ahora mismo el esfuerzo se dirige a un fondo de investigación para financiar los estudios y determinar el potencial y las reservas de “shale gas” de México.

El experto señaló que los no convencionales, junto con la perforación en aguas profundas, serán parte del debate de la reforma energética que propuso el pasado 12 de agosto el presidente mexicano, Enrique Peña Nieto.

La iniciativa, que supondrá cambios constitucionales, apuntan a abrir el sector a la iniciativa privada y hacer más atractivas las inversiones en materia petrolera, además de promover una reorganización completa de Pemex.

En este sentido, Ruiz Alarcón consideró que, a diferencia de años pasados, ahora “las condiciones políticas están dadas para que pueda darse una reforma profunda del sector”.

La discusión, agregó, implicará no solo los modelos de contratos de explotación de hidrocarburos, sino también cambios en el régimen fiscal para un sector con altas cargas en México.

Argentina, Expertos

Confirman que terremoto en Las Heras atribuido al ‘Fracking’ nunca existió

10 Sep , 2013
V. Cares, P. Cares y F. López  

En cualquier debate, en particular en temas tan sensibles como las posibles consecuencias sanitarias y ambientales que pueden darse con el uso de una determinada tecnología, se espera que la carga de prueba que se aporte al mismo sea sólida y abundante. Lamentablemente no siempre es el caso. Muchas veces se toman datos sueltos, se los extrapola y se sacan conclusiones de lo más dispares. En otras ocasiones se manipula a piacere la información a fin de dar sustento a posiciones que de otra manera no se verían lo suficientemente respaldadas. Veamos el caso de lo que se conoce como sismicidad inducida que, a diferencia de la natural, es provocada por la actividad humana.

La sismicidad inducida tiene diversos orígenes: sismos generados por represas, por pozos geotérmicos, por extracción de petróleo y gas convencionales, por desarrollos mineros, por inyección de fluidos de desecho de la industria petrolera o por fractura hidráulica, fracking. Es necesario destacar aquí que existen registros de sismicidad inducida desde la década de 1920 (mina de sal en Attica, Nueva York, 1929).

La cuestión principal para entender el fenómeno radica en el estudio sistemático de la temática y en la consiguiente elaboración de planes de prevención y mitigación de los riesgos emergentes. Para el caso específico de la fractura hidráulica, hasta la fecha hay registrados dos sismos relevantes en los que se supone existiría una conexión causal sismo-fracking: a) Horn River Basin, Canadá, magnitud de 3,7 en la escala de Richter (2011), y b) Blackpool, Reino Unido, de magnitud 1,8-2,3 (2011). Tengamos en cuenta que son dos antecedentes sobre decenas de miles de pozos perforados hasta la fecha mediante la técnica y que, además, sus magnitudes los sitúan como microsismos imperceptibles (Blackpool) o sismos menores que no ocasionan daños (Horn River).

Sin embargo, pese a estos antecedentes voceros calificados de los sectores que se oponen al desarrollo de los hidrocarburos no convencionales salen a publicitar la existencia de sismos fuertes o, directamente, de terremotos. Tomemos un par de ejemplos recientes a fin de ilustrar lo expresado precedentemente.

En febrero el Foro Ecológico de Paraná reprodujo en su portal una noticia proveniente de Holanda en la que se documentaba una serie de terremotos que habían causado preocupación y temor en la población. El texto de la organización ecológica era una reproducción literal del sitio de noticias holandés Dutch News (www.dutchnews.nl) salvo en modificaciones clave, como se puede ver al pie de esta página.

El objetivo de la adulteración es claro: achacar los sismos registrados en Groningen a la fractura hidráulica aunque para ello se falsee totalmente la situación. El campo gasífero de Groningen (Holanda) fue descubierto en 1959 y puesto en producción en 1963, siendo al día de la fecha el mayor yacimiento europeo de gas. El dato no menor es que se trata de un yacimiento 100% convencional.

Por otra parte, la socióloga Maristella Svampa, en una reciente entrevista con la revista uruguaya “Brecha”, al ser consultada sobre las diversas facetas de la polémica señaló: “Otro aspecto: la actividad sísmica. Cerca de Las Heras, provincia de Santa Cruz, donde YPF perforó tres pozos con técnicas de fracking, se registró el primer movimiento sísmico que podría estar ligado a esta actividad”. Enrique Viale, un reconocido abogado ambientalista, afirmó en otro medio que “hace poco hubo un temblor en Las Heras, Santa Cruz, por primera vez en la historia, cerca de tres pozos nuevos de fracking. Un sismo en un lugar en el que nunca hubo un sismo”.

Si se recorre Internet nos encontramos con que el sismo de Las Heras fue informado a poco de ocurrido por distintos medios periodísticos de la Patagonia, entre ellos “El Patagónico” (Comodoro Rivadavia), el periódico “Las Heras”, el diario “Tiempo Sur”, “Jornada” y otros. Además, en la enciclopedia digital Wikipedia se puede acceder a una entrada titulada “Terremoto de Las Heras de 2013”, donde se puede leer que “desde varios portales predicen que este fenómeno se originó a causa del fracking donde actualmente este procedimiento se lleva a cabo en la Cuenca del golfo San Jorge y además existen intenciones de seguir en zona de Glencross, debajo del río Gallegos”.

Las características descriptivas del temblor/terremoto de Las Heras son las siguientes: magnitud 5,4 (sismo moderado), epicentro 81 kilómetros al sudoeste de Las Heras, profundidad del foco sísmico 21 kilómetros, procesado el 22 de julio de 2013 a las 0:34 horas. Los datos fueron aportados en tiempo real por el Servicio Geológico de Estados Unidos (USGS), una institución, por cierto, de mucho prestigio en el mundo científico. Hasta aquí los datos tienen cierta verosimilitud, aunque con unos detalles a explicar no menores. El temblor/terremoto no fue percibido por ninguna persona residente en el área de influencia ni tampoco registrado por los monitores sísmicos con sede en Chile. Además, la región santacruceña donde se encuentra asentada Las Heras está clasificada como de riesgo sísmico muy reducido. Esto último abriría las puertas a especulaciones que asignarían la responsabilidad del sismo a la fractura hidráulica, aunque la profundidad del foco (21 kilómetros) dificultaría sostener esta hipótesis.

Pese a las muchas cuestiones sin resolver –las que hacían necesario tomar con prudencia la información a fin de no llevar inquietud a la población–, se redobla la apuesta y se certifica un evento probable como un hecho definitivo y concluyente. Así, uno de los portales de Internet más activos del movimiento ecologista, el Observatorio Petrolero Sur (OPS), aseguró lo siguiente: “Primer terremoto en una zona de fracking en la Argentina. Son ya conocidos en varios puntos del mundo los efectos sísmicos causados por el fracking, éste parece ser un ejemplo”.

Sin embargo, la situación puede aclararse recurriendo al proceso de circulación de la información. Ésta fue procesada por el USGS y de allí circuló a diversos portales; uno de ellos, el estadounidense www.breakingnews.com, informó que había ocurrido un sismo de 5,4 de magnitud 81 kilómetros al sudoeste de Las Heras, Santa Cruz, Argentina. Pasado más de un mes del evento informado este sitio sigue manteniendo la noticia, pero con una novedad importante: si queremos pasar desde este portal al del USGS nos encontramos con que este organismo nos informa que el evento sísmico ha sido borrado del sistema. Además, el USGS nos sugiere que vayamos al centro de preguntas frecuentes de su sitio, en el apartado “¿Por qué algunos eventos sísmicos son eliminados?. Allí, el USGS nos señala que “de vez en cuando nuestros sistemas producen información errónea que se libera al público a través de nuestras páginas web o sistema de notificación terremoto. Estos errores se pueden identificar con prontitud por los sismólogos y son borrados”.

Ahora, si queremos que el USGS nos dé el registro actualizado de todos los sismos de magnitudes que vayan de 4 a 6 grados, hayan ocurrido entre el 20 y el 24 julio de 2013 y tengan una profundidad de foco máximo a 24 kilómetros de la superficie, nos encontramos con que el famoso terremoto de Las Heras no figura.

El más cercano sismo en tiempo y espacio es uno de magnitud 5,2 con epicentro en las islas Shetland del Sur, miles de kilómetros al sur de Las Heras. Por las dudas, si recurrimos al Centro Sismológico Europeo-Mediterráneo, éste también confirma la inexistencia del temblor/terremoto de Las Heras. La conclusión en vista de lo anteriormente expuesto sólo puede ser una: el terremoto de Las Heras ya pertenece al mundo de la ficción literaria.

En un tema tan sensible como la explotación de hidrocarburos no convencionales, que despierta en algunos sectores no pocas pasiones, hay que ser muy prudente a la hora de informar. Se reconoce la dificultad de la cuestión, la dimensión técnica ineludible de la controversia, pero se deben realizar todos los esfuerzos a fin de que la población disponga de los elementos esenciales de aquello que se está discutiendo. Pero cuando hay un predominio en el debate de datos sin sustento, tendenciosos o abiertamente manipulados sólo se contribuye a generar falsos diagnósticos, peores soluciones y un notorio mal humor e indignación en la sociedad.

* Los autores forman parte de la Cátedra Tecnología y Desarrollo Humano, UNC

Listado medios del estado

Expertos, Mundo

Secretario de Estado de Energía de UK informó sobre mitos y realidades del shale

9 Sep , 2013
Edward Davey  

Discurso del Secretario de Estado de Energía y Cambio Climático del Reino Unido, Edward Davey disertó en la Real Sociedad de Londres, sobre los mitos y realidades del shale:

Introduction
For over 350 years, the Society has served the common good. Your Charter, updated and approved by the Queen just last year, tasks the Royal Society to ensure that the light of science and learning “shines conspicuously”. Not just amongst our own people – but the “length of the whole world”; To be a “patron of every kind of truth”.

It is because of your rich history, your reputation for independence, your dedication to the scientific method, that people turn to the Royal Society for understanding when confronted with new and complex challenges.

That is why last year, the Government’s former Chief Scientific Adviser, Sir John Beddington, asked the Royal Society and the Royal Academy of Engineering, to review the scientific and engineering evidence on the advances being made in shale gas extraction.

Specifically the technology of hydraulic fracturing – popularly known as fracking. And he asked you to make recommendations to ensure exploration in the UK could proceed safely and extraction be managed effectively;

Recommendations based on the scientific evidence to ensure that the way forward is informed by fact and not by myth. On behalf of the Government, I accepted the recommendations of your report in full.

And today I want to talk about the progress we’re making in implementing them. But I also want to take this opportunity to address other concerns that have been raised. And to set shale gas in the context of Britain’s overall energy strategy.

The debate on shale gas
There has been quite a debate on the future of shale gas this summer. And if you took at face value some of the claims made about fracking, such has been the exaggeration and misunderstanding, you would be forgiven for thinking that it represents a great evil;

One of the gravest threats that has ever existed to the environment, to the health of our children and to the future of the planet. On the other side of the coin, you could have been led to believe that shale gas is the sole answer to all our energy problems;

That we can turn our backs on developing renewables and nuclear, safe in the knowledge that shale gas will meet all our energy needs. Both of these positions are just plain wrong.

I understand the concerns people have that shale gas extraction could be taken forward irresponsibly and without proper protections. And I stand shoulder to shoulder with those who want to tackle climate change; Just as I stand shoulder to shoulder with those who want to keep our homes warm and our businesses powered at a price people can afford.

But our society is ill served when we allow myths to proliferate or when we allow debates to be hijacked by zealots or vested interests.

So, today, I want to make the calm, rational, objective case for shale gas exploration in the UK in the light of the three equal and overarching objectives I have as Secretary of State for Energy and Climate Change.

First, powering the country – keeping the lights on – planning properly to meet our future energy needs. Second, protecting the planet – cutting carbon emissions and preserving our environment – being responsible guardians of our children’s inheritance. And third – making sure the whole of society benefits from the exploitation of energy resources – revenues, growth and jobs – and, of course, affordable bills.

UK shale gas can be developed sensibly and safely, protecting the local environment, with the right regulation. And we can meet our wider climate change targets at the same time, with the right policies in place.

Gas, as the cleanest fossil fuel, is part of the answer to climate change, as a bridge in our transition to a green future, especially in our move away from coal.

Gas will buy us the time we need over the coming decades to get enough low carbon technology up and running so we can power the country and keep cutting emissions.

We have to face it: North Sea gas production is falling and we are become increasingly reliant on gas imports.

So UK shale gas could increase our energy security by cutting those imports.

Home-grown gas, just like home-grown renewables and new nuclear, also provides jobs for our people and tax revenues for our society.

Taking all this together shale gas could have significant benefits. But – let me be equally clear – shale gas is no quick fix and no silver bullet.

First, we must make sure that the rigorous regulation we are putting in place is followed to the letter, to protect the local environment. Second, we must pursue vigorously the development and deployment of mitigation and abatement technologies like carbon capture and storage, to protect the planet. And, third, frankly, we are at the very early stages of onshore shale gas exploration in the UK.

We may have been fracking in Britain’s offshore waters for years. The US may have been fracking onshore for years. But in Britain, fracking for onshore gas in shale, at any significant scale, is something new.

Nobody can say, for sure, how much onshore UK shale gas resource exists. Or how much of it can be commercially extracted. So let’s be cautious about hyperbole on shale.

For it would likely be the 2020s before we might feel any benefits in full. So we can’t bank on shale gas to solve all our energy challenges, today or this decade. And in the next decade, shale, by itself, will not come close to solving even our basic energy resource security challenge.

But the promising news is that UK shale gas could be a key and valuable resource as part of a more diverse energy mix – especially as the production of North Sea gas declines in the future.

And it will do so alongside conventional gas, wind, wave, biomass, nuclear, carbon capture and storage – and all the other low carbon technologies that must contribute. We won’t know any of this for sure until proper exploration takes place.

So it’s in the national interest to move on from the arguments of zealots and vested interests, and start a debate about how best to proceed safely with shale gas exploration, where we maximise the real positive benefits and minimise the inevitable negative impacts.

And today I want to start that debate beginning with that first objective I set out, powering the country. And to do that, I have to tell the story of gas in Britain.

We need gas
Over the last 45 years, the extraction of both oil and gas from the North Sea has contributed around £300bn in production taxes to the Treasury, with hundreds of thousands of jobs across the country.

Today, our society annually consumes around 70 billion cubic metres of gas. Roughly a quarter of that is used to produce electricity. And nearly all of the rest is used for cooking our food and heating our buildings. And gas has advantages for those tasks: it is flexible and readily available.

Gas is much better for the environment than coal when generating electricity, with half the carbon footprint.

As our comprehensive 40 year Carbon Plan sets out – a plan that meets our ambitious climate change objectives – gas will continue to play a role right through to 2050. And over the next two decades or more, gas in the power sector will support our ability to reduce carbon emissions while we develop low carbon alternatives for electricity.

For by 2030, none of Britain’s electricity must come from unabated coal – a dramatic shift. Instead, it must come from some mixture of renewable generation, nuclear and gas.

In proportions decided in the world’s first low carbon electricity market this Coalition Government is establishing. But with gas-fuelled electricity predicted to have a significant market share.

And if carbon capture and storage technology can be successfully deployed, gas will continue to play a major role in power generation into the 2030s and beyond. So Britain will continue to need gas. For power. For heating. And for cooking. But North Sea gas reserves are diminishing.

We expect net North Sea gas production to fall from a peak of 108 billion cubic metres at the turn of the century to perhaps 19 billion cubic metres by 2030. We will miss that gas – and the tax revenues it brings. And the jobs – given the levels of employment supported today by offshore gas production. And less North Sea gas means greater reliance on imports.

In 2003, we were a net exporter of gas. But by 2025 we expect to be importing close to 70% of the gas we consume. How we get gas matters.

Energy security
There is a big debate at the moment about Britain’s energy security. And like the shale gas debate it is characterised by myth and misinformation. Over the next 6 months, I intend to make a series of speeches that I hope will counter that – and reassure people that the problems the Coalition inherited on all aspects of energy security are being fully addressed.

But for today, it’s important to realise that energy security has several aspects – from having sufficient electricity generation capacity to having the networks for delivering gas, electricity and transport fuel reliably across the country.

The role of gas in the UK’s energy security story is in the energy resource piece. Can Britain be sure of our raw fuel supplies? And the good news is, our energy resource security is actually very robust. There have been no major interruptions to gas supplies in recent history.

Partly, of course, because we have our own direct supplies currently – from the North Sea. But also because we have reliable conventional piped gas supplies from our friends in Norway and the Netherlands. And because the Liquefied Natural Gas (LNG) we import from Qatar and other suppliers has been dependable.

Indeed, our capacity to import gas has increased five-fold in the past decade. So the UK has one of the largest and most liquid gas markets in Europe – giving us confidence about the short and medium term security of gas supply. But we cannot afford to be complacent.

Global energy demand is already twice as high as it was 30 years ago. And the International Energy Agency estimates that it is set to grow by a third again by 2035. If we see rapid increases in global gas demand to which supply cannot react quickly. Or if we see disruptions in supply to which demand cannot react quickly, we will see price spikes and wider market instability.

In 2005/6 for instance, the spike in UK gas prices can be partly attributed to a reduction in Russian supplies to Europe.

Fears that a conflict in the Middle East would close the straits of Hormuz can also set the markets jittering.

You only have to look at the effect of recent crises in Libya or Syria to understand how global events can impact on the markets.

So our solutions to energy resource security have to be robust and lasting – looking out to 2050 and beyond – alongside our decarbonisation timescales in fact.

For key to delivering energy security in the long-term is making sure we have a diverse energy mix, not over-reliant on any one source or fuel.

And much, much less reliant on fossil fuels and imported fuels.

That’s one of the many reasons I put such a great emphasis on renewable energy and energy efficiency investments as central to my energy strategy.

By increasing indigenous, home-grown, energy production through renewables, new nuclear and lower carbon fossil fuels, and by using energy more wisely, we are seeking to cushion the country as far as possible from volatile global fuel prices.

And onshore UK shale gas could play an important part in that strategy of planning, long term, for more home grown diversity.

By advancing shale gas production in the UK we will achieve three things: First – we will displace a proportion of gas imports – increasing resilience and energy security. Second – there will be a benefit in terms of jobs, tax revenues and growth mitigating some of the falling revenues from the North Sea. Better those jobs and tax revenues are in the UK, rather than in the countries from which we import. And third – we control the production, so we control the carbon emissions created by production. Better those emissions are controlled within our rigorous carbon budgets system than in other countries where controls may be more lax. So let me turn to those environmental issues.

Safe for the local environment
Your Royal Society report published last year with the Royal Academy of Engineering demonstrated, that if regulated properly and with investment in safeguards, hydraulic fracturing can take place quite safely, without hurting the local environment.

It will not contaminate water supplies. It will not cause dangerous earth quakes. We have a long, strong tradition of civil engineering and mineral and energy extraction. From coal in the 18th and 19th century.

Oil and gas in the 20th. And renewables in the 21st. We are skilled, practised, and vastly experienced – with some of the tightest safety and environmental regulations in the world.

But onshore shale gas exploration and production could genuinely become a significant new industry for the UK. So the same scientific rigour, methodical engineering, and stringent safeguards that have been applied elsewhere must be applied to shale.

We must make sure that the recommendations the Royal Society made in your report are in place and the regulations we have imposed are followed to the letter.

As you proposed, we have now set up the Office of Unconventional Gas and Oil to co-ordinate the cross-government work on shale gas:

Planning regulations under the Department of Communities and Local Government;

Environmental safeguarding carried out by the Environment Agency under DEFRA;

And of course the licencing and consents procedure carried out by my Department.

We have introduced the traffic light system you proposed to reduce the risk of seismic tremors. Environmental Risk Assessment Guidance will be published this autumn. And the Research Councils have agreed in principle to fund a joint responsible innovation study to consider further work.

These may be early days for onshore shale gas exploration – but I’m determined we have tough regulations in place, from the start. The public rightly expect that. And then we will still need to continue to develop our systems as the industry evolves.

The Environment Agency for example is considering the best way to ensure groundwater monitoring for when exploration takes off. We are looking at ways to pilot methane emissions monitoring with industry.

And we are working to ensure there is a formal mechanism for operators to share information about any problems they are encountering and how they can be overcome.

My Department met with the Royal Society recently to look at progress and we will continue to seek your advice.

Meeting UK emissions targets
But there has remained a gap in our knowledge in relation to the impact of UK shale gas extraction on greenhouse gas emissions.

Today, I have published the report I commissioned in December last year from DECC’s Chief Scientist Professor David MacKay and Dr Timothy Stone into the carbon footprint of UK produced shale gas.

I want to thank them publicly for that report.

Their report concludes that with the right safeguards in place the net effect on national emission from UK shale gas production will be relatively small when compared to the use of other sources of gas.

Indeed emissions from the production and transport of UK shale gas would likely be lower than the imported Liquefied Natural Gas that it would replace.

The continued use of gas is perfectly consistent with our carbon budgets over the next couple of decades.

If shale gas production does reach significant levels we will need to make extra efforts in other areas.

Because by on-shoring production we will be on-shoring the emissions as well.

And, as this report recommends, we will still need to put in place a range of mitigation and abatement techniques.

I strongly welcome these very sensible recommendations and we will be responding positively and in detail shortly.

But the report from Professor MacKay and Dr Stone puts another piece of the puzzle in place.

It should help reassure environmentalists like myself, that we can safely pursue UK shale gas production and meet our national emissions reductions targets designed to help tackle climate change.

Global emissions
Of course, in terms of global emissions, the only way we are going to address the very real danger that rising global energy demand results in ever rising global carbon emissions is through a binding international agreement on how to tackle climate change.

This has to stand at the centre of any climate change strategy. Climate change is the greatest long-term threat that humankind currently faces. A threat that is proven, growing and already impacting on the way we live. So it is right that we consider how the exploitation of new fossil fuel reserves will impact on this process.

Would the imported LNG that UK shale gas is likely to replace just create extra emissions elsewhere? Or will it displace more damaging coal generation elsewhere? One of the unfortunate side effects of US shale gas production has been the dumping of US coal on international markets.

But I believe that if we can encourage a global move from coal to gas, we will be doing the planet a favour. China has overtaken the US as the world’s biggest polluter, mainly because of the massive amounts of coal they burn.

A Chinese switch from coal to gas – as is happening in the US – will make it easier to cut global emissions in the short and medium term, as the low-carbon revolution picks up pace.

If shale gas can contribute to weaning the world off more damaging coal; then we should not fear it; from an environmental point of view we should welcome it.

Let me be clear – here at home we must not and will not allow shale gas production to compromise our focus on boosting renewables, nuclear and other low carbon technologies.

UK shale gas production must not be at the expense of our wider environmental aims – indeed, if done properly, it will support them. I am determined to make that happen.

With the market reforms enacted by the Energy Bill currently going through Parliament, we can attract the investment we require to develop technologies across the mix we need – from wind to nuclear, shale gas to carbon capture and storage.

As I have said, the future of gas in the long-term will rely on technology like carbon capture and storage.

The UK Government is committed to CCS head, heart and wallet.

We have selected the Peterhead project and the White Rose project chosen as preferred bidders under our £1bn commercialisation competition.

And the £125m research and development programme is supporting 100 different projects testing knowledge in all areas of the CCS pipeline from technology to transportation to the supply chain.

So I am excited by the prospect of Britain leading the world on carbon capture and storage, because cracking this technology and making it cost effective will open up a host of new options in tackling climate change.

That is why we need to plan properly for our future.

And that includes thinking about how we use the potential proceeds from shale gas.

When North Sea oil and gas production was at its height, tax revenues were used for current spending and not reinvested.

In contrast countries like Norway and countries in the Middle East have used oil and gas tax revenues to create sovereign wealth funds which invest for the future.

If onshore shale gas production takes off; If our country gets another major fossil fuel tax revenue boost; I want us to be a country that invests for the future.

A low carbon future.

Using shale gas revenues.

My party at its conference next Sunday will be discussing how we can best transition to a zero carbon Britain by 2050.

One policy proposal before our party conference is that a Low Carbon Transition Fund is established from some of the tax revenues from any future shale gas production.

I think that is absolutely the right thing to do.

Shale gas production can and must be used to transition to a low carbon future.

In this way the benefits of future shale gas production can be felt not just by this generation, but by future generations to.

So let me now turn to the third of my objectives as Secretary of State – making sure the whole of our society benefits from the exploitation of energy resources.

The future of UK Shale
Here in the UK we are at the very early stages of shale gas exploration. The British Geological Survey is methodically investigating the geology. This is beginning to give us some idea of the size of the resource.

The Bowland shale study suggests a large rock volume, potentially filled with some 37 trillion cubic feet of gas.

But the geology also makes for challenging extraction. In some areas the shale is 10,000 feet thick. There is just no way of knowing how much gas can be physically extracted and how it will flow. And, crucially, there is no way of knowing how much can be extracted at a commercially viable rate.

That is why we have put in place the right incentives for exploration to take place and for a domestic industry to develop so that we can make those judgements more clearly.

But, let’s just look one possible scenario. In May, the Institute of Directors produced a report based on available evidence. They conclude that on a central estimate Britain’s shale gas production could potentially peak at around 32 billion cubic metres per year. The industry could support around 70,000 jobs directly, in the supply chain, and in the wider economy.

Significant production could have a benign effect on wholesale prices. And that production would of course provide a net benefit to the Treasury in terms of revenues.

It is plain common sense that we pursue the shale possibility if we can realise such benefits, without jeopardising our environment.

So – is onshore shale gas Britain’s new North Sea?

Well the 32 billion cubic metres a year of shale gas production estimated by the IOD would be less than a third of peak North Sea gas output.

In reality it could be much more, I hope so.

But it could also be much less.

Regardless it would still be valuable – especially if we can keep the North Sea running longer – perhaps with more offshore fracking.

Any shale gas tax revenues could offset some of the revenue reduction we are already seeing from our North Sea asset.

Shale gas could displace some gas imports.

But even with shale gas in full production, Britain is likely to remain significantly import dependent.

So there will be a very real and tangible benefit from shale gas – but let us not get carried away.

The basic fact is we just don’t know exactly what amounts of gas are under our feet and how much of that gas we can commercially and safely extract.

And this is why we can’t quantify precisely the effect that UK shale gas production will have on UK prices.

Prices
It’s far from clear that UK shale gas production could ever replicate the price effects seen in the US.

The situation is different here. We don’t have the wide open landscapes of Texas or Dakota.

Just one of the areas producing shale gas in the United States – the so-called Marcellus Play – has a productive use of roughly 95,000 square miles.

That is the same size as the whole of the United Kingdom.

The Bowland Shale, the largest potential shale gas area in the UK, is just 500 square miles – almost 200 times smaller.

Of course this is just a two dimensional example, but it gives you a sense of scale.

And it’s not just the geology, or the population density, or the environmental regulations or the planning laws that are different.

The US has a closed gas market – massive increases in supply naturally affect prices.

We are part of the European market.

We source energy from far and wide.

And we compete against others for the supply.

And gas produced in the UK is sold into this market.

When UK gas production in the North Sea was at its highest earlier this decade, UK and continental gas prices were still closely linked and fairly similar.

North Sea Gas didn’t significantly move UK prices – so we can’t expect UK shale production alone to have any effect.

But given there are plenty of demand side upward pressures on gas prices, as we’ve seen so painfully in recent years, shale gas is well worth pursuing simply to have more supplyside downward pressures on prices.

For if Britain can lead in Europe and can show a lead on how shale can be done safely, and as part of a complete shift away from coal, shale gas production might take off not just in the UK but across Europe.

This would reduce the dependency of Europe as a whole on gas imports.

And with huge Europe-wide shale gas production boosting supply, markets might really be impressed.

Then we might see downward pressures on gas prices strong enough to offset fast rising demand.

And frankly after wholesale gas price rises of 50% in the last 5 years – the key and overriding reason behind today’s high energy bills in Britain – any downward pressure that can be exerted on prices will be welcomed by consumers and industry alike.

Conclusion
So, ladies and gentlemen,

The reality is shale gas has a role to play in meeting all the objectives I have set out – keeping the lights on, tackling climate change, and helping keep energy affordable and the economy moving.

On all these fronts – especially energy security – shale represents an exciting prospect.

Even if the potential benefits are some way off.

Even if shale gas is not the new North Sea.

It is a national opportunity.

An opportunity it would be foolish to turn away from.

An opportunity for a home-grown energy resource that boosts security.

An opportunity for investment, jobs and tax revenues.

The bottom line is we are going to need gas supplies for many decades to come as we move to the zero carbon Britain I’d like to see.

As a bridge to that future, shale gas can help the UK, and other countries, transition to the low carbon energy system that we need if we are to limit climate change.

On this crowded island, our communities matter, our environment matters.

Energy production of all types has to be safe and an accepted part of the landscape.

Exploration, development and production all need to be handled correctly.

And that is what we are doing.

Shale gas will be developed responsibly.

Britain can lead the way.

We have the skills and expertise to lead in Europe – showing others how it can be done – protecting the environment not wrecking it.

And you at the Royal Society have helped to show us the way.

Here at the Royal Society, in 1988, a seminal speech was made by a seminal British Prime Minister.

Even though action to tackle carbon emissions may involve up-front costs, she argued:

“I believe it to be money well and necessarily spent because the health of the economy and the health of our environment are totally dependent upon each other.”

By embracing the concept of green growth, Margaret Thatcher showed a lead not just to her party, not just to the country, but to the world.

This Coalition Government agrees.

And our approach to shale gas will meet these twin responsibilities – to the economy and to the environment.

Argentina, Energía

Neuquén: presentan primer equipo nacional para tratar el agua en no convencional

9 Sep , 2013  

La firma norteamericana Nalco Champion, que es proveedora de la industria hidrocarburífera, junto a la argentina Famet desarrollaron el primer equipo móvil para tratamiento de los fluidos provenientes de la fractura hidráulica que se utiliza para la extracción no convencional.

En el equipamiento invirtieron 2 millones de dólares anticipándose a las necesidades del mercado local y, si todo marcha bien, comenzarían en la provincia con la fabricación en serie.

“Nalco Champion es líder en los Estados Unidos en insumos para la actividad hidrocarburífera tanto para convencional como para no convencional. En la provincia de Neuquén estamos hace unos 40 años. La novedad es que se logró este desarrollo en base a la tecnología y la experiencia de Nalco y la de Famet en metalurgia. Hay mucha expectativa por este equipo entre los operadores de Vaca Muerta, ya que cumple con todas las exigencias de la Subsecretaría de Ambiente de la Provincia para el tratamiento del agua y es el primer equipo de fabricación nacional con autorización para operar en Neuquén”, señaló José Adaos, gerente de Desarrollo de Negocios para Brasil y Argentina de Nalco Champion, en una entrevista con La Mañana de Neuquén.

La unidad para tratamiento de flow back permite tomar el agua para la fractura hidraúlica y luego reutilizarla, minimizando el uso del agua dulce, tal como establece la norma dictada por Ambiente. El fluido también puede ir a un pozo sumidero si no hay fractura hidráulica.

Según Adaos, para un pozo promedio no convencional se requieren unos 20 días durante los cuales el tratamiento del flow back se puede hacer con una unidad. El ejecutivo de la firma norteamericana también precisó que por cada pozo se necesitan para la fractura hidráulica entre 10.000 y 14.000 m3, de los que retorna como fluido el 30%, es decir más de 3.000 m3.

Además, precisó que la unidad cuenta con sistemas de medición en línea de fluidos, probetas de corrosión instantánea y equipos de medición de bacterias en 15 minutos, cuando para el convencional este tipo de análisis demora en promedio 21 días. Para el shale oil, debido a los altos costos, la clave es el desarrollo local y bajar los tiempos de los procesos.

Con respecto al costo del equipo, Adaos señaló que “depende del caudal de agua a tratar. No es lo mismo una unidad móvil de 1.000 m3 que una de 10.000 m3. Cuanto más volumen a tratar hay, el costo de la unidad baja”.

Gran expectativa por Vaca Muerta
Debido a la gran expectativa por Vaca Muerta, Sólo YPF planea perforar unos 4.500 pozos en los próximos cinco años. “Estamos percibiendo un despegue más fuerte de la actividad no convencional en la zona a partir del año que viene. Hace tres años todavía no había tanta actividad. Ahora hay más certeza y cada año es más productivo, y por eso hay que estar preparados. Es por esta razón que Nalco tomó la decisión de invertir, porque sabemos que contribuye a reducir el déficit energético en la provincia y en la Argentina. La idea es ofrecer este equipamiento en asociación con compañías nacionales para tener un producto con un costo razonable”, detalló el gerente de la compañía.

El gobierno nacional justamente intenta reducir el creciente déficit energético con el desarrollo de la producción de Vaca Muerta. Para ello, también pretende generar un cluster del sector con desarrollo de equipamiento local. Es que la perforación de cada pozo puede costar entre 7 y 10 millones de dólares contra 1 millón en el convencional. Y, si bien hay algunas firmas que ya producen equipamiento nacional (el caso más conocido es el de QM Equipment, que incluso exporta a los Estados Unidos y hace el equipo fracturador), por ahora la gran mayoría de la maquinaria es importada.

En Neuquén ya hay varias firmas que comenzaron a desarrollar equipamiento. Entre ellas figuran empresas como Rodial, Grupo Oas y Teia, que fabrica sistemas de la telemedición de los pozos.

Además, más allá de las críticas de los ambientalistas contra el uso del agua, Adaos indicó que “en Estados Unidos hay equipos de fluidos similares pero no hay mucha legislación sobre el agua. Acá la normativa es mucho más estricta, ya que se exige el tratamiento del fluido de retorno”.