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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Argentina

Macri destacó la oportunidad económica que representa explotar Vaca Muerta

17 Sep , 2013
Shale Seguro  

El Jefe de Gobierno Porteño, Mauricio Macri, reconoció la oportunidad que representa Vaca Muerta para “conquistar el autoabastecimiento energético” e instó a “volver a producir energía” en el país.

 

En una entrevista brindada a Radio 10, al presentarse como candidato presidencial 2015, el referente del PRO Mauricio Macri resaltó que el potencial productivo del yacimiento no convencional representa siete veces el PBI de la Argentina e hizo hincapié en la necesidad de explotarlo para el desarrollo nacional.

 

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Asimismo, señaló que para explotar Vaca Muerta se necesita 35.000 millones de dólares de inversión. Al respecto, consideró que la gestión nacional debe “elegir bien sus socios, negociar y controlar como corresponde”.

 

“El común no percibe la gravedad de lo que es no tener energía suficiente, pero es gravísimo porque te genera una dependencia, tenés que poner dólares para comprar energía y genera una limitación para crecer”, señaló.

 

 

Días atrás, el candidato a diputado por la Ciudad de Buenos Aires Federico Sturzenegger también se expresó a favor de los recursos “no convencionales” y aseguró que el shale “beneficiará al medio ambiente.

 

“Está clarísimo que el gas es uno de los combustibles menos contaminantes”, dijo en una entrevista a MDZ Radio el actuál presidente del Banco Ciudad quien también se desempeñó en su carrera profesional como Economista Jefe de YPF.

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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Argentina, Energía, Expertos

El desarrollo no convencional es en la actualidad argentina una necesidad social

17 Sep , 2013
Igancio Sabatella - Investigador del Conicet  

La Argentina se encuentra frente a una encrucijada histórica en cuanto a la definición de una política energética de largo plazo. La expansión de la demanda en el marco del crecimiento económico experimentado en la última década llevó a la crisis final de la reforma neoliberal del sector hidrocarburos.

La estrategia privada se asentó en la sobreexplotación de las reservas convencionales descubiertas en gran parte por la YPF estatal y el abandono de la actividad exploratoria. El saldo fue una caída pronunciada de la productividad de los yacimientos de petróleo a partir de 1998 y de gas a partir de 2004. La creciente importación de gas natural y combustibles ha derivado en un déficit comercial energético desde 2011, que reaviva el fantasma de la restricción externa sobre la economía nacional.

La recuperación del control estatal de YPF fue un hito y la nueva gestión frenó el declino de la extracción, pero apenas representa un tercio del mercado de crudo y un cuarto del mercado de gas. En consecuencia, en 2012, la importación de energía implicó 9.266 millones de dólares (un 13,5 por ciento con respecto al total de las importaciones) y el déficit fue de 2.738 millones de dólares (equivalente al 21,6 por ciento del superávit comercial total logrado en el año).

Los recursos no convencionales se presentan como la gran promesa para recobrar el autoabastecimiento energético, especialmente la formación Vaca Muerta en la Cuenca Neuquina. Se precisan inversiones millonarias y la utilización de la fractura hidráulica en combinación con la perforación horizontal. Esta nueva modalidad de explotación exige un esfuerzo conjunto entre Nación y provincias para implementar estrictos controles ambientales y establecer un ordenamiento territorial que resguarde a las comunidades locales y a otras actividades productivas.

Por otro lado, hay que señalar que todavía existe un alto grado de incertidumbre respecto de la conversión en reservas de los “recursos técnicamente recuperables” de shale contabilizados por la Agencia de Información Energética de EE.UU. y, además, los cálculos más optimistas ubican la recuperación del autoabastecimiento en 2022. Por lo tanto, la política energética no puede focalizarse exclusivamente en el shale y debería abrirse un abanico de medidas para paliar el déficit comercial. A corto y mediano plazo, atenuar la demanda a través de una fuerte campaña de uso eficiente y racional de la energía a nivel industrial, residencial, comercial y del transporte; y continuar con la quita de subsidios a los sectores más pudientes. A largo plazo, promover la diversificación de la matriz energética hacia fuentes renovables. Un involucramiento estatal más decidido en el sector eólico sería un paso fundamental.

De la misma manera que no es conveniente entronizar la explotación no convencional, tampoco debería ser demonizada. No es adecuado englobar distintas actividades primarias de gran escala bajo el rótulo peyorativo de “extractivismo”; tampoco es adecuado patrocinar acríticamente cualquier modalidad de extracción y tecnología en pos del “desarrollo”. En ese sentido, la fractura hidráulica difiere, por ejemplo, de la minería aurífera en al menos dos puntos. En primer lugar, la explotación del shale es liderada por el Estado argentino a través de YPF, mientras que el mercado metalífero está dominado por las grandes mineras transnacionales. Y en segundo lugar, el petróleo y el gas son bienes estratégicos necesarios para satisfacer no sólo el desarrollo industrial sino también el bienestar de la población en su conjunto. Mientras que una gran parte de la extracción de oro –que ni siquiera se refina en el país– está destinada como materia prima de bienes suntuarios y como reserva de valor de la banca internacional.

Bajo las actuales circunstancias, el desarrollo no convencional es una necesidad social. En algunos casos, la intransigencia ambientalista no se reduce al ‘Fracking’ sino que se extiende hacia otras fuentes de energía como la hidroeléctrica, cuyo potencial nacional es más que promisorio y permitiría reducir la dependencia fósil. La crítica coyuntura es una oportunidad propicia para preguntarse energía por qué, para quién y cómo; también para debatir y definir democráticamente cuáles son los umbrales sociales y ambientales que la sociedad argentina está dispuesta a tolerar para sostener las necesidades energéticas del país en las próximas décadas.

* El autor es Licenciado en Ciencia Política, becario doctoral Conicet – Instituto Gino Germani.

Argentina

San Juan analiza explotar un yacimiento no convencional en la pre cordillera

16 Sep , 2013  

El Instituto de Investigaciones Mineras de San Juan (IIM) informó que la provincia posee en la pre cordillera andina un yacimiento de hidrocarburos de roca y gas no convencional en condiciones de iniciar su explotación, que podría tener un potencial equivalente a 220 millones de barriles de petróleo.

“Se trata de una formación de esquistos bituminosos (petróleo en roca) inmejorable, con reservas para 32 años, y estimamos que hay unos 200 millones de toneladas de reservas indicadas, con un potencial equivalente de 220 millones de barriles de petróleo“, señaló especialistas de la entidad.

El anuncio fue realizado durante un encuentro celebrado en la Casa de Gobierno provincial, por los ingenieros Héctor Cáceres, Celso Acosta y Juan Gil, del IIM, y Susana Heredia del Conicet.

Los investigadores indicaron que “hay grandes posibilidades de poder avanzar con el primer proyecto de explotación de hidrocarburos en la zona del Rincón Blanco de la cordillera del cerro El Tontal, en el departamento cordillerano de Calingasta.

El potencial yacimiento se encuentra a alrededor de 30 kilómetros de la localidad turística de Barreal. “La explotación es viable económica y técnicamente, y es además un proyecto ambientalmente sustentable”, dijeron los especialistas.

Los técnicos estimaron que “habría que hacer una inversión del orden de los 600 millones de dólares en forma escalonada, de manera gradual y por etapas” para su desarrollo.

El estudio de las características geológicas donde se encuentra la reserva fue realizado a pedido de la empresa privada Rincón Blanco SA, propietaria del yacimiento y que es quien decidirá si se hacen las inversiones.

Los investigadores de la Universidad Nacional de San Juan y del IIM sostienen que el yacimiento localizado en San Juan es de gran magnitud en esquistos bituminosos, conocidos como “Oil Shale”.

El informe sostiene que mientras los esquistos de Vaca Muerta, en Neuquén, están a más de 2.300 metros de profundidad, los de Rincón Blanco están a flor de tierra y pueden ser explotados a cielo abierto, lo que es más económico.

Argentina

“En materia energética la alternativa a hacer las cosas bien no puede ser no hacer nada”

16 Sep , 2013
Pablo Pazos - Geólogo  

Las probabilidades de encontrar nuevos yacimientos convencionales de importancia es baja y los pozos en explotación muestran que la producción ha ido decreciendo.

Este diagnóstico, compartido ampliamente, lleva a analizar otras alternativas de extracción para revertir la enorme cantidad de divisas que se van en importaciones.

En este contexto, la formación Vaca Muerta pasa a ser protagonista en la búsqueda de reservorios “no convencionales”. La característica de Vaca Muerta es que el gas y el petróleo que contiene están confinados dentro de la misma roca generadora, no han sido expulsados. Eso no ha ocurrido porque ese hidrocarburo está en poros muy pequeños y poco interconectados. El hidrocarburo que estaba alojado en poros mayores ha sido expulsado y ha migrado hacia los reservorios de yacimientos “convencionales”.

Para extraer el gas atrapado en los poros (que es mucho) es necesario generar artificialmente “vías de escape” de los mismos. El método utilizado es la estimulación hidráulica, que consiste en inyectar a presión agua y otras sustancias para que, primero, se abran las fracturas existentes y se generen nuevas y, luego, que esas sustancias llenen las fracturas impidiendo que las mismas se cierren.

No se puede utilizar cualquier producto ya que las temperaturas existentes en subsuelo son significativamente distintas a las de superficie y esas partículas deben tener resistencia adecuada para no deformarse cuando la fractura, al cesar la inyección, intenta cerrarse. Además, la sustancia no debe ser reactiva con los fluidos de perforación ni con los hidrocarburos o la roca. La inyección de agua con el calentamiento natural en profundidad es un verdadero “caldo de cultivo” de bacterias que atacan los hidrocarburos y que al modificar su composición alteran sus propiedades y pueden complicar la extracción. Por eso se utilizan otras sustancias (biocidas) que adecuan el pH para que esto no suceda.

Al estar la Formación Vaca Muerta a más de 2000 metros de profundidad, en la zona de interés, el agua que se encuentra alojada en la roca es salada, ya que ha tenido millones de años para cargarse de sustancias ahora disueltas. Cabe recordar que los acuíferos que habitualmente nos alimentan de agua dulce son poco profundos (menos de 900 metros) o extremadamente superficiales en algunos casos. En ningún caso esas aguas profundas son las que explotamos para riego o bebida. Por otra parte estas fracturas que también se utilizan en yacimientos convencionales se conocen desde 1940 y los primeros pozos horizontales datan de 1929, no en la Argentina, por supuesto.

Aclarando que no oscurece
Dado que todas las perforaciones, tanto para yacimientos convencionales o no convencionales, no son horizontales en el rango de profundidad de los acuíferos los “cuidados” no son distintos de los que se debe tener en una explotación “tradicional”.

Estudios previos muestran que sobre más de 6.000 pozos analizados los problemas de filtración por mala cementación son inferiores al 4%. Pero lo que es más interesante aún, es que la vinculación entre estos “fallos” con un contenido mayor de gas (metano) en los acuíferos de agua dulce no ha sido probada. Muchos de los pozos con problemas eran antiguos y estaban mal sellados y fueron abandonados cuando se era menos riguroso con estándares ambientales.

Hay temor de que las fracturas generadas en profundidad se expandan hasta la zona de acuíferos de agua dulce. Está probado que por debajo de un determinado umbral de profundidad esto es imposible. Por suerte la “Vaca Muerta” está soterrada bien profunda (2100-3000 metros). Las fracturas además se diseñan para controlar su extensión y en ello se tienen en cuenta muchos factores, principalmente los contrastes entre rocas y la mineralogía de la roca a fracturar. Algunos videos que circulan en la red no corresponden a yacimientos no convencionales del tipo Vaca Muerta y no pueden extrapolarse a este caso.

La posibilidad de generar sismos que produzcan daños es otro de los temores más frecuentes. Nuestra cuenca Neuquina, al pie de los Andes se “sacude” constantemente aunque solo sean detectables para la población los sismos mayores. Los estudios existentes en EEUU han mostrado que la cantidad se incrementa, pero que la magnitud (poder destructivo) se halla muy por debajo del umbral de las escalas más utilizadas y no son detectables, salvo por sismógrafos. Lo que si puede suceder es que estudios geológicos inadecuados no reconozcan fallas pre-existentes y el pozo, al inyectarse agua, “lubrique” esa falla que se mueve por esa razón.

En este punto cabe recordar que lo que hace que una falla pueda moverse es la existencia de esfuerzos previos y naturales que se disipan con el movimiento de la misma, registrándose el evento como un sismo. Estos sismos, con muy bajo potencial destructivo, sí son detectables y causan “alarma”. Frente a esto es oportuno decir que un caso excepcional no es lo frecuente ni común, lo que en términos estadísticos representaría decir que tratamos lo “infrecuente” como “el término medio”. En otras palabras es equivalente a decir “prohibamos la aviación porque ‘raras veces’ se caen aviones”.

Desde el punto de vista estrictamente geológico, la Formación Vaca Muerta, que representa el registro de una inundación marina de hace millones de años en tiempos donde el clima cambiaba progresivamente hacia condiciones de temperatura (elevadas) mayores a las actuales, constituyó un “mar de vida” en la superficie y columna de agua, lo que produjo abundantes desechos orgánicos, microscópicos, que luego fueron preservados en cantidades inusuales y que permiten concluir que como consecuencia de tanta abundancia de vida y de excelentes condiciones de preservación la naturaleza nos ha dado una unidad geológica con características que nos permitirían autoabastecernos de gas por mucho tiempo, siendo el gas menos productor de gases invernadero que el petróleo y mucho menos que el carbón.

La transformación de, al menos, un 30% de la matriz energética llevaría décadas y debemos preguntarnos si como argentinos preferimos la importación indefinida (la que criticamos) y renunciamos a las fuentes de energía fósil o si nos alejamos de la coyuntura política y pensamos al menos a mediano plazo, lo que significa “vivir con lo nuestro” y que es mucho, ya que tenemos recursos abundantes y relativamente poca población, algo que para China, por ejemplo, ante igualdad de recursos representa muchos menos años de energía disponible, dada la conocida cantidad de habitantes.

La alternativa a hacer las cosas bien no puede ser no hacer nada.

* El autor es Doctor en Geología – Profesor FCEyN UBA – Investigador Adjunto CONICET

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.