Hidrocarburos no convencionales en EEUU y sus implicaciones
Artículo publicado en Energética XXI, en diciembre 2013: http://www.energetica21.com/revistas-digitales/diciembre-2013
El auge de los combustibles fósiles no convencionales está cambiando el panorama energético mundial y es un foco de atención para inversores, reguladores, empresas y ciudadanos. Sin embargo, su explotación no es sencilla y tiene importantes impactos ambientales, sociales y económicos. En este artículo se explica dónde, cómo y por qué ahora se están explotando y las implicaciones que tienen en el país que lo ha visto nacer: Estados Unidos.
Origen
La primera consideración es que estos hidrocarburos no son distintos en absoluto a los convencionales; su génesis es la misma aunque su geología no lo sea. Como es sabido, los hidrocarburos se han creado a lo largo de cientos de miles años, a partir de materia orgánica primitiva y otros sedimentos que se compactaban y petrificaban dejando intersticios donde se quedaban contenidos los hidrocarburos. Este tipo de rocas se denominan en la jerga del petróleo generadoras o madres. Desde ellas, los hidrocarburos migraban hacía las bolsas convencionales que se explotan desde principios del siglo XIX. Sin embargo, muchos de los hidrocarburos formados siguen todavía retenidos en las rocas generadoras, de donde no han podido migrar, y adquieren su nombre porque se explotan con técnicas ‘no convencionales’[4].
La característica más importante de estos estratos es su baja permeabilidad, es decir, su poca capacidad para permitir el paso del petróleo o gas, siendo cientos de veces menor que las rocas tradicionales. Existen tres tipos de formaciones donde se pueden encontrar hidrocarburos retenidos: Coal Bed Methane (CBM), Tigh Gas/Oil y Shale Gas/Oil. Estos dos últimos se encuentran, en general, en formaciones a grandes profundidades, mientras que el CBM puede darse en estratos superficiales. En cualquier caso, los tres se explotan con las técnicas de fracking. El CBM y las Tigh Sands se llevan explotando desde los 80, mientras que el Shale Gas/Oil ha despegado, de forma exponencial, a partir del 2005[5], ya que su explotación es más compleja por ser el tipo de roca menos permeable de los tres.
Explotación La razón por la que se han desarrollado ahora estos hidrocarburos y no antes, se debe a una combinación de factores: apoyos públicos a la investigación, mejoras en las técnicas de perforación y estimulación de los pozos (fracking), y ventajas regulatorias que han facilitado su desarrollo.
Para poder extraer los combustibles de estas rocas tan poco porosas, es necesario abrir las fracturas existentes y crear muchas más nuevas, permitiendo unir las micro-cavidades donde se encuentran alojados los hidrocarburos. Ese es el objetivo de la estimulación de pozos, que es una técnica que se viene empleando con distintos fluidos (y explosivos) en la industria del petróleo desde finales del siglo XIX, en pozos convencionales para mejorar su rendimiento (actualmente se aplica en más del 60% de los pozos). Para rocas poco permeables, se ha estado investigando en EEUU desde los años 50, a iniciativa pública y privada. Sin embargo, no fue hasta el año 1997, cuando la compañía Mitchell Energy, tras años de pruebas en la cuenca de Barnett (Texas), consiguió dar con la mezcla de fluidos de fracturación adecuada (agua, arena o proppants y diversos químicos) para hacer rentable su explotación. El método se denominó slick-water fracturing (literalmente, fractura con agua ‘escurridiza’)[6].
Además de ello, la explotación de estos hidrocarburos no hubiera sido tampoco lucrativa si no se hubiera avanzado en las técnicas de perforación. La tecnología actual permite perforar pozos verticales que en cierto punto (kick-off point) son capaces de girar y orientarse siguiendo el estrato, de forma horizontal o en direcciones más complejas, y permite avanzar varios kilómetros en estos ‘laterales’.
El aprovechamiento actual del Shale y las Tight Sands supone un fuerte desarrollo industrial y un importante impacto en el terreno. Cuando se ve una foto aérea de estas explotaciones, se aprecian un gran número de plataformas esparcidas en el terreno (entre 400 y 1000m)[7]. Además, de acuerdo con la industria[8] y la Environmental Protection Agency (EPA)[9], por cada pozo que se perfora, es necesario entre 4 y 30 millones de litros de fluido para estimularlo, lo que supone una cantidad enorme de agua y residuos a gestionar en el conjunto regional.
La física que subyace en la estimulación y rotura de la roca es tremendamente complicada. A pesar de que se lleva investigando en este campo varias décadas, todavía no se comprende cómo se produce la extracción de los hidrocarburos[10]. Lo que sí se conoce, y ha causado cierta sorpresa, es el bajo rendimiento de extracción con el tiempo[11]. Con datos de los pozos que se llevan explotando, se ha visto que la producción disminuye de forma exponencial tras la estimulación hidráulica. Por ello, algunos consultores como Arthur Berman[12] o el Post Carbon Institute[13] han disparado las alarmas sobre una posible burbuja en el sector, ya que la financiación necesaria se puede estar consiguiendo con unas expectativas de retorno infladas18.
Regulación El otro factor clave para su desarrollo ha sido disfrutar de un marco regulatorio muy favorable. En EEUU, los derechos mineros son privados, y reciben considerables ingresos de su explotación[19]. Por ello, la actividad energética se ha convertido en un negocio paralelo en muchas zonas rurales.
En cuanto a la regulación medioambiental, en EEUU existe un modelo llamado corporativismo federal, por el cual los Estados tienen casi todas las competencias. El gobierno federal dicta unas normas que suponen un mínimo que todo el país tiene que cumplir, pero que los Estados pueden hacer más estrictas. La normativa federal se vio especialmente modificada en 2005, en la Energy Policy Act, hecho que se conoce como el Halliburton Loophole (laguna jurídica). Dicha ley de 2005 fue promovida por el entonces vicepresidente, Dick Cheney (Republicano), que accedió al poder tras ser el presidente de la empresa Halliburton, una de las mayores compañías en el suministro de equipos y fluidos para la perforación. En dicha ley, se concedieron importantes exenciones a la industria del petróleo y del gas, allanando el camino para la técnica de fracking, sobre todo en la gestión de aguas y vertidos.
Por tanto, el grueso de la regulación recae en los Estados, que están legislando de forma desigual. Por ejemplo, Nueva York ha establecido una moratoria al fracking o Arkansas a la inyección de vertidos en depósitos profundos hasta estudiar su sismicidad.
Por otro lado, a nivel federal, tiene un papel de referencia y siempre controvertido la EPA, que lleva estudiando los impactos del fracking desde hace décadas[14]. Recientemente, destacan sus investigaciones en Pavillion (Wyoming)[15] y Dimock (Pennsylvania)[16], donde ha encontrado productos químicos en el agua de consumo que se emplean en la estimulación hidráulica de pozos cercanos y en valores superiores a los normales. No obstante, en Dimock, declaró que el agua era ‘segura para su consumo’ porque no superaban los estándares federales; y en Pavillion, ha abandonado la investigación en junio de este año.
Aunque la composición de los fluidos de fracturación ha sido clave para el desarrollo de la técnica, esta es desconocida por la opinión pública, ya que no es obligatorio revelarla tras el Halliburton Loophole. No obstante, la industria ha elaborado la iniciativa Fracfocus11, donde se publican voluntariamente ciertos datos de los productos que se inyectan. Generalmente, el fluido está compuesto por un 90% de agua; 9% proppants y alrededor de un 1% aditivos químicos. Estos últimos, son responsables de la efectividad última de la mezcla y de la posible peligrosidad del slickwater para el medio ambiente. La gran cantidad de residuo que retorna de los pozos una vez estimulados (flowback), tiene dos destinos habituales: el vertido profundo en cavidades que eran antiguas explotaciones de hidrocarburos, y la reutilización en estimulación de otros pozos.
Implicaciones
Aunque según la industria hay varios miles de pozos estimulados de forma segura con esta técnica, se han denunciado algunos casos de contaminación de acuíferos por los fluidos y también por metano, que puede aparecer en grifos domésticos e incluso inflamarse[17]. Las complicaciones pueden surgir por la deficiente cementación de los pozos, que es un problema conocido hace décadas como gas migration control, y que también ocurre en la perforación convencional[18]. Sin embargo, se ve magnificado por la gran cantidad de perforación que exigen los hidrocarburos no convencionales, las grandes presiones y el desarrollo explosivo y rápido que se está realizando, donde quizás no se están empleando las mejores prácticas disponibles[19]. Otra potencial vía de contaminación en aguas superficiales, es por las escorrentías de pluviales o derrames, ya que las balsas de flowback, se disponen a cielo abierto[20].
Un impacto muy debatido, es el de la sismicidad inducida por el vertido en depósitos profundos. En ciertas zonas donde se está realizando fracking, se ha percibido un aumento significativo del número de terremotos, de baja y media intensidad. Esta sismicidad tampoco es nueva y se conoce como ‘activación de falla’. La introducción de fluidos a presión puede hacer que las fallas se desplacen tras repartir las tensiones creadas en el terreno. Esto origina pequeños seísmos que pueden tener especial relevancia en zonas urbanas.
A pesar de ello, el interés de los diferentes gobiernos por estos combustibles es evidente, ya que puede reducir su dependencia energética[21]. Por ello hay un cierto debate sobre permitir las exportaciones de gas en grandes cantidades desde EEUU. En el entorno regional, también está teniendo una creciente importancia. Destaca el caso de North Dakota, que se ha convertido en el segundo productor de petróleo por la explotación de Shale Oil en la cuenca de Bakken. Gracias a ello, el Estado tiene una tasa de desempleo del 3%, aunque su población no llega ni al millón de habitantes.
Por otro lado, la situación en Europa es muy distinta. Aunque es objeto de estudio por la Comisión Europea, todavía no hay legislación común. Por ello, algunos Estados y regiones han tomado la iniciativa: Francia, Luxemburgo, Holanda, Republica Checa, Bulgaria, Westfalia o Cantabria en España, han establecido moratorias hasta que se evalúe el impacto de las explotaciones.
En cualquier caso, hay que tener cierta cautela con las cifras de los recursos existentes, ya que, por ejemplo, un reciente informe de la US Energy Information Administration ha rebajado las reservas técnicamente recuperables en España a 226bcm21, mientras que la industria española afirmaba, meses antes, valores alrededor de los 2.000bcm[22].
Conclusiones En resumen, los hidrocarburos no convencionales no son algo distinto a los tradicionales, y su explotación se ha hecho posible gracias a una combinación de factores que se han dado en Estados Unidos, entre los que destaca la investigación y un entorno regulatorio favorable. El potencial como fuente energética parece muy elevado aunque existe gran incertidumbre en su cuantificación por la complejidad de la fracturación en la roca. Los riesgos ambientales existen, pero pueden ser mitigados o reducidos con la regulación adecuada, que todavía no parece haberse definido.
La sociedad se encuentra de nuevo ante una encrucijada entre el desarrollo económico a corto plazo y unos efectos y costes que se observarán a largo plazo. Para tomar la decisión, es necesario disponer de información completa y verídica que permita cuantificar las externalidades. Estos hidrocarburos llevan miles de años en el subsuelo, y su explotación no es una oportunidad que pueda desaparecer, sino todo lo contrario, el paso del tiempo sólo puede mejorar la técnica, abaratar costes y cuantificar los riesgos, en base a una mayor experiencia internacional. Por tanto, se aconseja ser prudente, ya que este tipo de decisiones tienen amplias repercusiones en la sociedad y generaciones futuras. Con la correcta asignación de costes, será el propio mercado el que decida cuándo es óptima su explotación.
