miércoles, 25 de junio de 2014

Una colección de tontos

Fuente
«La verdad es que este país está gobernado por una colección de tontos», dijo el escritor Antonio Gala en una entrevista realizada hace un par de años. El ministro Soria parece querer convertirse en la prueba del nueve de esa aseveración.

No salimos de nuestro asombro. El serio y circunspecto señor Soria, sí, el Excelentísimo Señor Ministro de Industria, Comercio y Turismo José Manuel Soria, el intelectual canario que piensa que el meridiano de Greenwich pasa por Canarias, no sabe de lo que habla cuando habla de fracking. Le han pasado unas consignas que tiene que repetir y las repite diligentemente, y después le echa imaginación, como en unas declaraciones hechas al programa El día menos pensado, de RNE el pasado 13 de junio que puedes ver en este vídeo.

 Lo más sustancioso es que el señor ministro piensa que «...el fracking sirve para extraer el gas que está enquistado en las rocas, por eso se llama gas esquisto». Ahí queda eso.

También dice que el fracking es una tecnología vieja, de los años cuarenta del pasado siglo, tal como señala el guión propagandístico de la industria del gas, mintiendo deliberadamente porque las primeras operaciones de fractura hidráulica para extraer gas natural no convencional comenzaron en 2007. El gas de lutitas (mal llamado de pizarra o de de esquisto) se extrae con la combinación de la fractura hidráulica horizontal, junto a la utilización de gigantescos volúmenes de agua con aditivos químicos y perforaciones en plataformas de múltiples pozos: entre 6 y 20 pozos (ver las charlas del Profesor Anthony Ingraffea, que ha trabajado para la industria del gas y petroleo durante más de 30 años).  Soria debería recibir unas sesiones intensivas de esas conferencias para saber de lo que habla.

Pero lo mejor sería -se me ocurre- que  Soria deje el ministerio y pase a ocupar el cargo de Gran Preboste y Archimandrita de la Petrocracia que nos gobierna a través de la meritada colección de tontos (Gala dixit).

sábado, 21 de junio de 2014

Gas Natural Licuado (GNL)

Los números del gas natural aturden por su magnitud. El promedio de reservas comprobadas de gas del mundo se estima en 156 billones de metros cúbicos [mc] (BP, 2003). Esto, traducido en reservas potenciales, se aproxima a 372 trillones de mc. La incorporación de recursos de fuentes no convencionales, tales como el metano en capas de carbón, y de fuentes altamente especulativas, como los hidratos de gas naturales, arroja un total general de unos 20.000 billones de mc (Kvenvolden, 1993: Reviews of Geophysics, 31 (2). Pero no se hagan ilusiones: el 99% de esos recursos son tan inaccesibles como la energía nuclear que se libera en los procesos de fusión que ocurren en el núcleo del Sol.
Consumos y producción mundiales de gas natural (1965- 2011). Fuente: Fig. 8.
La producción y el consumo mundiales por regiones aparecen en la figura adjunta. Los consumos se han más que triplicado desde 1970. La producción se incrementó en un 227% en ese período y un 2,2% entre 2010 y 2011. Como ocurre con el petróleo, el consumo de gas natural se ha incrementado muy rápidamente en Oriente Medio, Asia-Pacífico y África.
A diferencia del petróleo, que se mueve con relativa facilidad por todo el mundo, el gas natural se comercializa principalmente a escala continental debido a las dificultades de hacerlo a escala intercontinental mediante el transporte en buques cisterna del gas natural licuado. El gas natural licuado es gas natural que ha sido procesado para ser transportado en forma líquida. Es la mejor alternativa para transportar gas a lugares donde no es económico llevar el gas por otras vías.
A pesar de su abundancia, el gas natural tardó mucho tiempo en utilizarse masivamente debido a que en su estado normal es gaseoso y, por tanto, difícil de transportar. Quedaba entonces limitado a unas pocas localidades en las que el yacimiento de gas estaba cerca del centro de consumo. Eso fue así hasta que el desarrollo del transporte por gasoductos permitió cubrir largas distancias y conectar los depósitos de gas a los grandes centros de consumo.
Construcción de un gasoducto 

en Argentina (1960): Fuente
Aunque alrededor del año 500 aC, los chinos comenzaron a usar bambú crudo como "tuberías" para el transporte del gas que se filtraba a la superficie y utilizarlo para hervir el agua de mar para obtener agua potable, fue en Argentina donde se inauguró en 1949 el primer gasoducto moderno, que cubría 1.700 km de distancia para unir del golfo San Jorge con Buenos Aires y que fue en su momento el gasoducto más largo del mundo. A medida que los gasoductos comenzaron a perfeccionarse, se tendió una tupida red pricipalmente a escala continental (pero también intercontinental en el caso de continentes separados por distancia relativamente cortas, como el norte de África y el sur de Europa) y el gas natural pasó a ocupar una porción cada vez más relevante en el suministro energético mundial
Sin embargo, su uso aún quedaba restringido al transporte por gasoducto, lo que dejaba aislado al gas descubierto en otras regiones muy alejadas de los centros de consumo o rodeadas por mares. Gracias a los experimentos que Faraday realizó en el siglo XIX, sabemos que cuando el gas natural, esto es, el metano, se enfría a -161 ºC y a presión atmosférica, se convierte en líquido y se puede manejar como tal. Por el contrario, el gas que se transporta por gasoductos circula en estado gaseoso a presiones de 72 bares para los de las redes básicas de transporte y de 16 bares en las redes de distribución en las ciudades, lo que requiere la instalación a lo largo de su trayecto de estaciones reguladoras.
Karl von Linde. Fuente
En 1870 el inventor e industrial alemán Karl von Linde construyó la máquina de absorción, así como el primer aparato refrigerador por compresión. En 1895 licuó el aire por compresión y expansión combinada con el enfriamiento intermedio, obteniendo oxígeno líquido y nitrógeno gaseoso prácticamente puros. El invento principal de von Linde fue la máquina de absorción, es decir, el frigorífico. Para licuar el aire von Linde utilizó un método basado en los trabajos de James Prescott Joule y de William Thomson (lord Kelvin), y la introducción de la técnica de contracorriente. El aire es aspirado por la máquina, donde es comprimido, antes de enfriarse y ser descomprimido, con lo que en este punto se enfría. En la contracorriente intercambiadora de calor, el aire que ya se ha enfriado se emplea para enfriar más el aire comprimido, que se enfría de nuevo con la siguiente entrada de aire. La continua repetición del proceso conduce a una mayor reducción de la temperatura hasta que el aire es licuado.
Golar Spirit, un buque metanero de 240 metros de eslora
construido por Kawasaki. Fuente
Cuando el gas natural se presuriza hasta alcanzar su temperatura de licuefacción (GNL[1]), ocupa aproximadamente unas 600 veces menos volumen en fase líquida que en fase gaseosa, lo que permite su transporte y almacenaje en cisternas y buques cisterna, también llamados buques metaneros, porque el gas natural es esencialmente eso, metano. Para empezar a entendernos, un buque metanero medianamente grande que tenga una capacidad de 100.000 mc puede transportar 60 millones de mde GNL. También, para situar las cosas en perspectiva, en España se consumen anualmente unos 36.000 millones de mc de gas natural, lo que quiere decir que se requerirían 600 viajes de uno de esos buques para suministrar nuestro consumo anual. De todo el gas que importó España en 2013, el 46% fue en forma de GNL transportado por buques, mientras que el 54% restante entró por gasoductos..
El GNL es una alternativa al transporte de gas natural por gasoductos. A medida que aumenta la distancia a la que debe ser transportado el gas, disminuyen las ventajas económicas del gasoducto frente al GNL. Los costes de capital y operativos del gasoducto crecen exponencialmente con su longitud, mientras que un sistema de GNL tiene una sola componente variable con la distancia: el transporte marítimo, tradicionalmente mucho más económico por metro cúbico transportado. Por esa razón, se admite hoy que para distancias por encima de los 1.000 kilómetros y caudales superiores a los 15 millones de mc por día, el GNL es competitivo frente a los gasoductos. Sin embargo, esa afirmación general no tiene en cuenta costes adicionales tales como cruces de ríos, montañas, bosques, etc., en el caso de los gasoductos; ni la necesidad de construir costosas instalaciones portuarias en el caso de las terminales de GNL.
Además de las fases iniciales de exploración, investigación y producción comunes a todos los yacimientos con independencia de su desarrollo posterior, las etapas más importantes de la cadena del GNL son las siguientes:
• Licuefacción para convertir al gas natural en etado gaseoso en GNL y su almacenamiento en tanques especiales para que así pueda ser transportado por barco.
• Transporte GNL en embarcaciones especiales.
• Almacenamiento y regasificación, para convertir el GNL almacenado en tanques de almacenamiento especiales de su fase líquida a su fase gaseosa, listo para ser llevado a su destino final a través del sistema de gasoductos que surge de los puntos de regasificación.
Proceso de licuefacción
Planta de licuefacción Damietta, Port Said, Egipto. Fuente
Cuando se extrae el gas natural de los yacimientos subterráneos, a menudo contiene otros materiales y componentes que deben ser eliminados antes de que pueda ser licuado para su uso. Entre ellos destacan:
• Helio: se separa por su valor económico y por los problemas que podría producir durante el licuado.
• Azufre, que es corrosivo para los equipos; dióxido de carbono que se solidifica en las condiciones de licuefacción, y mercurio, que puede depositarse en instrumentos y falsificar las mediciones.
• Agua: que al enfriar el gas, se congelaría y formaría hielo o bien hidratos que provocarían bloqueos en el equipo en el caso de que no se eliminaran.
• Hidrocarburos pesados: llamados condensados o LGN, que pueden congelarse al igual que el agua y producir bloqueos del equipo y problemas en la combustión del gas.
Según el mercado final, la remoción de etano, propano y otros hidrocarburos debe estar controlada mediante una unidad de remoción de líquidos que puede estar integrada en el proceso de licuefacción.
Para convertir el gas natural en líquido, se enfría el gas tratado hasta -161 °C, que es la temperatura en la cual el metano se convierte en líquido.
El proceso de licuefacción es similar al de refrigeración común: se comprimen los gases refrigerantes (propano, etano/etileno, metano, nitrógeno) y se producen líquidos fríos, que luego se evaporan a medida que intercambian calor con la corriente de gas natural. Hay varias tecnologías de licuefacción usadas industrialmente: las más usadas son la de Air Products (su filial española es Carburos Metálicos) y la de ConocoPhillips Optimized Cascade. La primera se utiliza en el 80% de las plantas, mientras que la segunda en el 12%.
Proceso de almacenamiento
Planta de almacenamiento de GNL en el puerto de Barcelona.
 Fuente
El GNL es almacenado en tanques de paredes dobles a presión atmosférica y a -161 °C, cuyas dimensiones pueden llegar a 80/90 metros de diámetro exterior y 45/50 metros de altura en centro de la cúpula. El tanque de almacenaje es, en realidad, un tanque dentro de otro tanque. El espacio anular entre las dos paredes del tanque está lleno de aislante. El tanque interno, en contacto con el GNL, está hecho de materiales recomendados para el servicio criogénico y la carga estructural proporcionada por el GNL. Estos materiales incluyen un 9% de acero níquel, aluminio y cemento pretensado. El tanque exterior está hecho generalmente de acero al carbono y concreto pretensado. El fondo de hormigón se atraviesa con una serie de tubos que contienen resistencias de calefacción para evitar la congelación del terreno.
Al estar almacenado el GNL en condiciones de equilibrio, tanto las aportaciones de energía (calor entrante por las paredes) como las disminuciones de presión, dan lugar a la vaporización de un pequeño porcentaje de GNL. Este gas vaporizado (boil-off) se comprime mediante compresores criogénicos y se bombea nuevamente al tanque donde se condensa.
Proceso de transporte
Los buques de transporte de GNL son embarcaciones de casco dobles, especialmente diseñadas y aislados para prevenir el goteo o ruptura en caso de un accidente. El GNL está almacenado en un sistema especial dentro del casco interior donde se mantiene a presión atmosférica y -161 °C.
Buque metanero de tipo Moss. Fuente
Hay esencialmente dos tipos de tanques para estos buques: A) esféricos o tipo Moss: están construidos en acero inoxidable o aleación de aluminio y son autoportantes, es decir, que los propios buques soportan la carga. Son muy característicos por tener un sistema de contención de carga muy particular, que incluye cuatro, o más, grandes tanques esféricos, cuyas semiesferas destacan sobre la cubierta principal. B) de membrana de acero corrugado y expandible en los que el peso de la carga se trasmite al casco interior a través de las membranas y aislamientos. Se denominan Q-Flex. Externamente se distinguen porque sobre la cubierta sobresale una estructura de tipo prismático.
Buque metanero QMax. Fuente
El GNL en los tanques de carga del buque se mantiene a su temperatura de saturación (-161 °C) a lo largo de toda la navegación, pero se permite que una pequeña cantidad de vapor se disipe por ebullición, en un proceso que se denomina autorrefrigeración. El gas evaporado se utiliza para impulsar los motores del buque.
En 2012 había en el mundo 360 metaneros en operación, incluyendo 31 Q-Flex (210.000- 217.000 mc ) y 14 QMax (más de 260.000 mc), con una capacidad combinada de 53 millones de mc de GNL, lo que quiere decir que entre todos podrían suministrar el gas que se consume en España en aproximadamente año y medio.
Proceso de regasificación del GNL
Una vez que el buque metanero llega a la terminal de regasificación, se bombea el GNL desde el barco hasta los tanques de almacenamiento, que son similares a los utilizados en la terminal de licuefacción. Cuando llega el momento de su uso, se calienta el GNL pasándolo por tuberías calentadas directamente por calderas, agua de mar o a través de tuberías calentadas por agua. El gas vaporizado es después regulado a presión y entra al sistema de gaseoductos como gas natural.
Con el incremento de la oferta de GNL en el mundo, comenzaron a incrementarse las ventas spot (al contado) de GNL en el mundo. A partir de ello, y considerando los altos costes de capital en infraestructuras que exige la construcción de una planta regasificadora, se comenzaron a construir sistemas de regasificación del GNL en los propios barcos metaneros, que en principio habían sido diseñados para atender picos de demanda estacional en distintas partes del mundo.
Planta de regasificación de Petrobras. Fuente
El buque regasificador utiliza sus tanques para almacenaje. Es necesario adecuar las instalaciones portuarias para la maniobra de estos cargueros y su amarre. Además, hay que diseñar un brazo de carga en el muelle y construir los gasoductos de conexión con el gasoducto local. A medida que se agota el GNL almacenado en sus tanques, el buque regasificador es reabastecido por otro buque metanero en una operación de carga barco a barco.
El mercado
Los proyectos de GNL son técnicamente muy complejos, exigen largos tiempos de construcción y requieren varios miles de millones de euros de inversión. En sus comienzos, en la década de los sesenta del año pasado y en las décadas siguientes, la financiación de estos proyectos requería que se firmasen previamente contratos de suministro con clientes en el lugar de destino, para que se cubriera la casi totalidad de la capacidad de la planta de licuefacción.
En muchos casos, en los lugares de destino se construían centrales con turbinas de gas para generación de energía eléctrica, para de esa manera asegurar un mercado para el gas. Actualmente, la situación ha cambiado mucho, hay mucha más oferta mundial de gas y eso ha convertido al GNL en una herramienta muy flexible de suministro de gas.
Estos son algunos datos relevantes:
• Actualmente, los volúmenes de GNL comercializados están en el orden de las 224 millones de toneladas (500 millones de mc ), más del 10% del mercado global de gas natural.
• Hay 94 instalaciones de licuefacción (llamadas trenes en la jerga de la industria) con una capacidad conjunta de 271 millones de toneladas (604 millones de  mc ).
• En cuanto a terminales de regasificación, existen actualmente 83, en 23 países, con una capacidad total de 572 millones de toneladas (1.276 millones de mc). Además, hay 110 millones de toneladas de capacidad en construcción para 2015.
• En 2013, España recibió gas de 11 mercados distintos, encabezados por Argelia (51%), Países del Golfo (12%), Nigeria (10%), Trinidad & Tobago (6%), y Perú y Noruega, con un 4%, principalmente. En la actualidad, nuestro país puede recibir gas a través de 6 regasificadoras activas (con una capacidad de recepción de 60.000 millones de m3, lo que supone el 36,5% de la capacidad de regasificación de Europa), y mediante 6 gasoductos, dos con el Magreb, dos con Francia y dos con Portugal.





[1] En la industria energética el gas natural licuado se conoce por sus siglas: GNL y no hay que confundirlo con los líquidos del gas natural, como el propano o el butano que se obtienen por tratamiento del gas o del petróleo en las refinerías.

Contra Putin, unos cañonazos de fracking

Para derrotar al malvado Putin, nada mejor que inundar el mercado europeo con gas natural estadounidense procedente del fracking. Eso es lo que la industria gasística a uno y otro lado del Atlántico nos quiere hacer creeer. Aprovechando la histeria provocada por el conflicto Rusia-Ucrania que comenté en este entrada, en Estados Unidos se han presentado sendos proyectos de ley que intentan que se abran (y se aceleren) las exportaciones de gas natural, prohibidas expresamente por la Sección 3ª de la Natural Gas Act de 1938. En ambos casos, los proyectos han sido presentados por sendos representantes de Colorado, uno de los estados más proclives al fracking y también uno de los que más se ha significado por las protestas sociales en contra de la fractura hidráulica.

El 5 de marzo abrió la veda el senador demócrata Mark Udall (proyecto S.2083), al que siguió el proyecto H.R. 6, presentado el pasado 19 de junio en la ventanilla del Congreso por el republicano Cory Gardner, en una demostración palpable de que las diferencias partidistas no impiden que ambos se pongan de acuerdo en nombre de una supuesta ayuda a Europa para que dejemos de depender energéticamente de Putin (lo que, hoy por hoy, es sencillamente imposible), y para la mejora de la seguridad nacional de Estados Unidos.

Cory Gardner, congresista por Colorado
En una jeremiacas declaraciones que moverían a la comprensión (e incluso a la compasión) si uno se hubiera caído de un guindo, el congresista Gardner declaró al presentar el proyecto en la Cámara Baja que «oponerse a su proyecto de ley sería como desatender una llamada de nuestros amigos y aliados al 911». (El teléfono de emergencias en Estados Unidos es el 911). Como ha señalado la conocida periodista y escritora Naomi Klein en un artículo reciente publicado en The Guardian, tal cosa sería cierta si nuestros amigos y aliados trabajaran en la industria petrolera y la emergencia fuera que a los especuladores del fracking cada vez les cuesta más sostener sus ruinosas explotaciones.

Por lo demás, aunque las declaraciones de ambos próceres pongan énfasis en las ayudas a “nuestros amigos y aliados de Europa”, sus proyectos de ley (léanlos: apenas suman cuatro páginas) piden que se abran las exportaciones los países miembros de Organización Mundial del Comercio, de la que forman parte 159 países de los 194 oficialmente reconocidos en el mundo. Es decir, que lo que lo que realmente pretenden los honorables miembros de ambas cámaras es poner gas en el mercado internacional para que lo compre el mejor postor. La retórica es un disfraz.

Como es también es retórica falaz el discurso patriótico («Patriotismo, el último refugio de los sinvergüenzas», decía Oscar Wilde) que desde hace años la industria ha estado vendiendo: que los estadounidenses deben soportar las agresiones a su medio ambiente y a su salud que provocan las explotaciones de fracking con el patriótico fin de que su amado país alcance la “independencia energética”. Y ahora, de repente y aprovechando la coyuntura, el objetivo se ha cambiado desde la seguridad energética a vender un exceso temporal de gas en el mercado mundial.

¿Pero a qué vienen estas prisas por vender gas natural? Antes de entrar en materia, lo expondré brevemente: En estos momentos, la industria estadounidense (que está en manos de la banca de Wall Street) tiene al gas por castigo. Como ocurre en La Mancha con los precios de la uva los años de buenas cosechas, los Estados Unidos llevan varios años consecutivos de “vendimias” gasísticas desmesuradas, lo que –en virtud de la ley de la oferta y la demanda, y de la imposibilidad legal de exportar gas- ha tirado los precios domésticos por los suelos para deleite de los consumidores (que no tardarán en pagar con intereses el timo del fracking) y desesperación de los operadores, que están perdiendo dinero a espuertas, tal y como escribí en esta entrada. Y ahora apoyemos la historia con algunos datos.

La situación energética de Estados Unidos pintaba muy mal cuando transcurría la primera década del actual milenio. Según las estadísticas energéticas mundiales (BP,2012), durante las tres últimas décadas la producción de energía procedente de todas las fuentes se había incrementado en un 16% mientras que el consumo lo había hecho en un 29% (Figura 1). Como consecuencia, el 20% del consumo energético estadounidense tuvo que importarse en 2011 mientras que en 1981 se había importado solo el 11%. La producción energética global se incrementó en un 15,6% en ese período, pero el consumo subió un 29%. Más del 86% del consumo energético procedió de combustibles fósiles frente al 8,3% (nuclear), 3,3% hidroeléctrico y 2% (renovables).
Figura 1. Producción y consumo de energía 
por combustible estadounidense (1981-2011. 
Fuente: Figura 9.

Los datos de diciembre de la oficialista Agencia de Información de la Energía eran deprimentes (EIA, 2012). La mayoría de las regiones petrolíferas estadounidenses estaban de capa caída (Figura 2). Excepción hecha de Texas y Dakota del Norte, donde estaban comenzando a explotarse unos nuevos tipos de yacimientos no convencionales de los que todo el mundillo energético hablaba y no paraba, la producción disminuía sin cesar o permanecía estable. La producción en 2012 había caído 31 puntos porcentuales con respecto a 1985 y 36 puntos si la referencia eran los días de vino y rosas de los 70 cuando se alcanzó el récord histórico de la producción doméstica.

Figura 2. Producción petrolífera estadounidense 
por regiones (1985-2012)FuenteFig. 13.

Cuando la producción estaba en su punto álgido en 1970, Estados Unidos tenía 531.000 pozos operativos que producían poco menos de unos 18 barriles diarios (bl/d) cada uno. Cuarenta años después, el país tenía aproximadamente el mismo número de pozos operativos (530.000) pero la productividad media había caído a 10,4 bl/d (EIA, 2011: Tabla 3c). Era el vivo retrato de la Ley de los Rendimientos Decrecientes: la productividad media por pozo había caído en el 44% en las últimas cuatro décadas (Figura 3).

Figura 3. Pozos operativos y 
productividad por pozo en EEUU 
(1970-2010)
FuenteFig. 14.
A pesar de que cuando apareció ese informe de 2011 se había instalado en el país el relato de la “independencia energética” del que luego me ocuparé, el 42% del consumo de petróleo en 2012 procedía de importaciones. Solamente el 34% del petróleo consumido en 2012 procedía del subsuelo estadounidense o de sus plataformas litorales.

Así estaban las cosas en 2007, con el barril de petróleo en máximos históricos (cien dólares, el récord hasta entonces) y en pleno declive de la producción petrolera, cuando la industria energética estadounidense echó las campanas al vuelo y anunció que los tiempos habían cambiado. Aún sin admitir, o admitiendo a regañadientes como ya comenzaban a hacer, que la era del petróleo líquido tenía los días contados, habían encontrado la forma de extraer hidrocarburos (sobre todo gas natural en cantidades astronómicas, pero también algo de petróleo) no ya debajo de las piedras, sino dentro de las piedras y en unas cantidades tan extraordinarias que el problema del petróleo había dejado de existir. El mensaje volvió a ser: Quemad, chicos, quemad. Carpe diem.

John Hofmeister, ex jefe de operaciones para Estados Unidos de Shell, lo vio claro cuando en septiembre de 2012 declaró al Wall Street Journal:
A menos que algo cambie en serio en los próximos cinco años, vamos a depender del gas porque no habrá suficiente petróleo para todos.
Puede que no hubiera bastante petróleo, pero gas iba a sobrar y como del gas podían obtenerse líquidos, el problema del oro negro iba a pasar a la historia. Nadie completó el relato diciendo que la producción de líquidos a partir del gas era más cara y su rendimiento energético mucho menor. Para qué preocuparse. Carpe diem.

Figura 4. Suministros estadounidenses de 
gas natural por orígenes (1998-2012).
FuenteFig. 16.
La “shale revolution”, la extracción de gas y petróleo de yacimientos inaccesibles hasta ese momento fue saludada como “el nuevo tesoro nacional”, “Eldorado en forma de gas” o “el nuevo maná” y proclamada la herramienta clave para un cambio de paradigma energético. Un lema “la independencia energética” se adueñó del país más adicto al petróleo del mundo. La disminución de la producción de gas y petróleo convencionales se compensaría con la explotación de unas rocas, las shales, mediante una tecnología innovadora, el fracking horizontal. Algo había de cierto: el gas estadounidense no daba las señales de declive que mostraba el petróleo. No sólo no lo hacía, sino que la producción crecía, lo que no evitaba que en plena retórica de la independencia energética y a pesar del incremento de la producción doméstica, el país tuviera que seguir importando en 2012 un 8,6% de sus suministros de gas natural (Figura 4).

La fotografía de la NASA muestra las luces de las aglomeraciones urbanas de ambas costas y del Medio Oeste. En Dakota del Norte, un estado despoblado, el círculo blanco rodea el campo petrolífero de lutitas Bakken, donde se quema directamente el gas natural asociado ante la falta de un gasoducto para transportarlo.
En realidad, el gas natural convencional presentaba claros síntomas de declive en la mayoría de los estados productores tradicionales como Alaska, Nuevo México, Oklahoma, Wyoming o en las plataformas marinas del Golfo de México. El crecimiento sustancial en gas natural provenía de yacimientos no convencionales de Luisiana, Texas, Pensilvania y de un puñado de otros estados. En Dakota del Norte había también una notable producción de gas natural asociado al petróleo, pero como no existían infraestructuras para transportarlo, se quemaba en unos gigantescos mecheros que han transformado el vuelo sobre la despoblada Dakota en un espectáculo de luz y color (Foto).
Al poner en el mercado una enorme cantidad de gas natural, los precios domésticos se desplomaron, a pesar de que Estados Unidos sigue importando gas. El precio del gas natural en Estados Unidos disminuyó abruptamente de los 10,4 dólares por cada millón de pies cúbicos (Mpc) en 2008 hasta un mínimo de 1,89 dólares por Mpc en abril de 2012, a causa de la saturación del suministro procedente de las operaciones con gas de lutitas (Figura 5).

Figura 5. Evolución de la producción y 
el precio de gas de lutitas en Estados Unidos, 2000-2012. 
Fuente: Heinberg (2014).
Como el umbral de rentabilidad estimado sería que un precio comercial de 8-9 dólares por Mpc, los precios anormalmente bajos hacen que el negocio del gas de lutitas basado exclusivamente en el consumo doméstico sea una ruina y la industria lo sabe. Así hablaba Rex W Tillerson, presidente de Exxon Mobil Corporation en una conferencia que pronunció el 27 de junio de 2012 en el Council on Foreign Relations:
Lo que puedo decirle es que el coste del suministro no es de 2,50$. Estamos perdiendo hasta la botas, no ganamos dinero. Está todo en números rojos.
Su colega Aubrey McClendon, de Chesapeake Energy, tampoco es que fuera muy optimista:
El sector entero no es rentable hoy en día.
Aunque de creer a sus exégetas la industria del gas de lutitas ha bajado voluntariamente los precios y está promocionando las exportaciones de gas natural como una manera altruista de mejorar la balanza comercial de Estados Unidos y de “ayudar a sus amigos y aliados”, la realidad es otra: las compañías, que están para hacer negocio, además de hacer jugosos cambalaches financieros en Wall Street, se esfuerzan en abrir los mercados y ejercen un fuerte lobby para que se les apruebe (y subvencione) la construcción de terminales marítimas para exportar el exceso de gas a los mercados de Europa y Asia Oriental, donde se pagan precios mucho más altos.

El buque metanero Golar Spirit
Por eso, a pesar del hecho de que Estados Unidos sigue siendo un importador neto de gas natural, los esfuerzos de exportación de gas están en marcha: Dominio Corporation comenzará la construcción de un proyecto de exportación de GNL en su terminal Cove Point en Maryland en 2014, con contratos para la entrega a Japón y India; Cheniere Energy convertirá su instalaciones de importación de GNL en Sabine, Luisiana, en una terminal de exportación, y United LNG ha firmado acuerdos con la India para el suministro a largo plazo de GNL a través de su plataforma litoral principal Hub Energy Pass, también en Luisiana.

Así que los motivos reales de la industria no tienen nada que ver con la mejora de la balanza comercial de Estados Unidos ni con ayudar a los europeos. Los importadores potenciales de GNL en Japón, India, China o Europa tendrán que pagar más de 15 dólares por millón de Btu de gas natural, mientras que los estadounidenses pagan unos 4 dólares. Con ese diferencial tan amplio, la industria del gas natural lo que quiere es exportar su producto por una exclusiva razón: para obtener un mejor precio y un mayor beneficio.

Si los usuarios estadounidenses quieren el mismo gas, tendrán que pagar más. No hay otra. Las exportaciones de GNL harán subir el precio del gas natural en Estados Unidos: por poco que se sepa de economía, cuando el mercado doméstico deje de estar saturado, los precios subirán. En una política “tartufiana”, la industria del gas natural está haciendo todo lo posible para aumentar sustancialmente los precios de gas natural de Estados Unidos, aunque al mismo tiempo afirma que los bajos precios del gas son el mirífico resultado de sus prácticas. Los políticos dan cumplida respuesta a los lobbistas que pagan sus campañas electorales, pero como no pueden hablar claramente de que defienden los intereses de la industria, aprovechan cualquier coyuntura para arrimar el ascua la sardina de la mano que les da de comer.

* Las unidades de medida y la definición de los términos técnicos contenidos es esta entrada pueden descargarse aquí.

martes, 17 de junio de 2014

Las batallas del gas y la guerra del petróleo

Figura 1. Elaboración propia a partir de datos
de la Agencia Internacional de la Energía
Quienes no se escandalizan del desahucio de familias que no pueden pagar su hipotecas o a los que les parece lógico que se corte la luz o el agua a quienes no pagan sus recibos, se rasgan ahora las vestiduras porque Rusia le corta el suministro de gas a Ucrania, que acumula una deuda de 3.300 millones de euros con la compañía de bandera rusa Gazprom.  Este episodio es uno más de las llamadas “batallas del gas” surgidas desde la descomposición de la Unión Soviética. Pero sobre todo, son un anticipo de lo que puede ocurrir en el futuro: un conflicto internacional generalizado cuya causa está en el desigual reparto de los recursos energéticos y en el enorme desequilibrio existente entre los países consumidores. 

Aunque en otra ocasión me ocuparé del problema del gas natural, lo hago ahora con el petróleo, cuyos derivados proveen el 95% de la energía usada para el transporte y el 33% de los combustibles utilizados para generar energía primaria (Figura 1). 

El marco general del problema es el siguiente: En una coyuntura de profunda crisis económica, con consumos energéticos amortiguados, el consumo mundial de petróleo durante 2013 ascendió a unos 32.000 millones de barriles, es decir un promedio de 87,6 millones de barriles diarios (Mbd), lo que equivale a más de 161.000 litros por segundo. Un flujo difícil de imaginar y que, sin embargo, debería incrementarse en las próximas décadas en más de 7.500 millones de barriles al año (Mba) para satisfacer las previsiones de demanda creciente de los países emergentes. Eso significa que para satisfacer el crecimiento de la demanda y compensar un declive anual en la producción mundial de alrededor del 7%, la petroubre en la que hemos convertido el planeta tendrá que desarrollar de aquí a 2030 una nueva capacidad productiva cercana a los 64 Mbd. Un volumen que equivale a más de seis veces la producción actual de Arabia Saudí.

Figura 2. Volumen y número de los campos petrolíferos 
gigantes descubiertos en cada década desde 1850.  
El cenit de descubrimientos ocurrió en la década de los 60 
y desde entonces los descubrimientos han sido 
cada vez menores. (según Höök et al. 2009).
Ese es un incremento imposible de lograr teniendo en cuenta las tendencias actuales. En 2005, las tasas de extracción de petróleo crudo del mundo dejaron de crecer. Ese año, según los datos del oficialista World Crude Oil Production, 1995–2012, la tasa media de la producción mundial fue de 73,8 Mbd; en 2012, esa tasa sólo había aumentado hasta 75 Mbd, un incremento relativamente insignificante de menos de 1,5 Mbd en siete años, es decir, un 0,3% de tasa anual promedio de crecimiento: la décima parte de lo que habían pronosticado las agencias oficiales. Con las tasas de suministro de petróleo estancadas y con un decaimiento generalizado en lo que se refiere al descubrimiento de nuevos campos petrolíferos (Figura 2), los precios subieron desde los 35 dólares por barril (dólares ajustados a la inflación) de promedio en 2003 hasta un promedio anual de 110 dólares en 2012.

A la disminución de la producción global de petróleo se unen las desigualdades en el consumo de carburantes entre diferentes países y la lógica e imparable tendencia de los países en desarrollo a equipararse con los países desarrollados; y desarrollo, dentro de nuestros parámetros económicos, significa aumento del consumo de carburantes. La última generación ha experimentado una profunda transformación para miles de millones de ciudadanos del mundo cuyos países hacen la transición desde la agricultura a las economías industriales modernas. Esto ha significado una enorme diferencia no sólo en su nivel de vida, sino también para el mercado mundial del petróleo. El subconjunto de las economías recientemente industrializadas utilizaba sólo el 17% del petróleo del mundo en 1998, pero su crecimiento económico, esto es, su progresiva adaptación al modelo de vida de las sociedades industrializadas modernas, ha supuesto el 69% del aumento del consumo mundial de petróleo en los últimos tres lustros.

Figura 3. Consumo energético per cápita por países y regiones en 2011.
La comparación del consumo energético de Estados Unidos
con respecto a otros países aparece como múltiplos.
Fuente: Perfora, chico, perfora (Figura 5).
La Figura 3 muestra los desequilibrios existentes en 2011 entre los países desarrollados y no desarrollados en función del consumo energético per cápita. Por ejemplo, ese año un ciudadano estadounidense consumía 4,2 veces más energía que un ciudadano medio mundial y 17 veces más que uno indio. Casi el 80% del mundo vivía en un estado de pobreza energética comparado con Estados Unidos. El gran dilema energético del siglo XXI es que el mundo en desarrollo aspira a consumir energía al mismo ritmo que ha impulsado el crecimiento del Primer Mundo. Esa aspiración, que nadie puede negarles, aumentará la demanda de consumo energético haga lo que haga el Primer Mundo para reducir el consumo y, en una era de escasez de suministros energéticos, traerá consigo tensiones geopolíticas y una intensa competencia por los recursos.

Figura 4. Producción y consumos mundiales de petróleo
por región petrolífera, 1965-2011.  En ese período
la producción creció un 163% y el consumo un 189%
en este período. Fuente: Perfora, chico, perfora (Figura 4).
El consumo mundial de petróleo en 1965 era de 11.000 millones de barriles, lo que quiere decir que su consumo casi se ha triplicado desde entonces (Figura 4). En consumo acumulado desde que el primer pozo fuera perforado a finales de la década de 1850, el 90% de todo el petróleo se ha quemado a partir de 1960 y la mitad desde 1988. El consumo se ha acelerado muy rápidamente en el mundo en desarrollo, particularmente en Asia-Pacífico, Oriente Medio y África. Aunque estas dos últimas regiones son grandes exportadoras de petróleo, el rápido crecimiento de su propia demanda pondrá pronto límites a su capacidad de incrementar las exportaciones.

Si se considera al petróleo desde el punto de vista del consumo per cápita a escala mundial, las desigualdades aparecen más acusadas que cuando se contempla el consumo en su conjunto (Figura 3). Con la excepción de Arabia Saudita, el consumo de petróleo por cabeza es mucho mayor en los países desarrollados que en los países en desarrollo. Los estadounidenses consumen 22 barriles por persona y año, que es cinco veces más que lo que consume la media mundial y nueve veces más que China. China, empero, encabeza ahora las compras mundiales de coches y se ha convertido en el tercer mayor importador de petróleo. Hace muy poco, en 1992, China era exportadora neta de petróleo. Desde entonces, su consumo se ha multiplicado por cuatro y en 2011 tuvo que importar el 60% del petróleo que consumió. Ese año, China importó seis Mbd, un 7,2 de la producción mundial total y entró y en competencia con Estados Unidos, Japón o la UE. El consumo chino de petróleo ha igualado sus tasas de crecimiento anual: 5-10%.

Figura 5. Exportaciones netas de petróleo de los 45 mayores 
exportadores entre 2002 y 2012. Las exportaciones netas
 han decaído un 5% desde 2005. Según Heinberg (2013)*
Desde 2005, la producción mundial de petróleo crudo se ha mantenido prácticamente plana, mientras que, como puede verse en la Figura 5, la cantidad de petróleo exportada ha disminuido en un 5%. La competencia por las exportaciones disponibles, convenientemente espoleada por los especuladores de los mercados de futuros, ha incrementado los precios del petróleo. Debido a que naciones industrializadas como China son capaces de pagar un precio más alto, superan en los mercados la oferta de los países industrializados más antiguos, como Estados Unidos y los países europeos: China importa cada vez más, mientras que las importaciones estadounidenses disminuyen.

Si esta tendencia hacia la disminución de las exportaciones de petróleo continúa, y no hay ninguna razón convincente para que eso no ocurra, la cantidad de petróleo disponible en el mercado mundial de exportaciones se reducirá rápidamente en la próxima década. El geólogo del petróleo Jeffrey Brown calcula que si las tendencias actuales persisten, Estados Unidos y la UE podrían quedar excluidos del mercado de exportación mundial de petróleo en 2025.

Figura 6. Exportaciones e importaciones
totales y netas por regiones en 2011.
Fuente: Perfora, chico, perfora (Figura 7).
La dependencia de los países industrializados del petróleo proveniente de regiones desestabilizadas aparece en la Figura 6. Las importaciones petrolíferas de las economías industrializadas de Europa, Estados Unidos, Japón y Australia/Nueva Zelanda, junto con las economías en desarrollo como China, India y las emergentes asiáticas, son altamente dependientes de Oriente Medio, la antigua Unión Soviética y África Occidental, tres regiones altamente inestables. Los conflictos geopolíticos y las recesiones económicas globales que podrían producirse con las expectativas del incremento del consumo y del descenso de los recursos resultan obvios y no serían ninguna novedad en la historia de la civilización, como nos ha recordado Robert D. Kaplan (2013)*. Según Hamilton (2011)*, diez de las once recesiones experimentadas desde la Segunda Guerra Mundial están relacionadas con la acusada volatilitad de los precios del petróleo, los cuales responden actualmente no tanto a las leyes de oferta y demanda del mercado tradicional, sino a la especulación financiera de los mercados de futuros.

Además de la energía, hay muchos otros factores que inciden en la estabilidad geopolítica. El acceso al agua, a los alimentos, a los minerales y a una variedad de otros recursos, así como los efectos del cambio climático, supondrán afrontar enormes desafíos. El escenario de un consumo de energía creciente e incesante en un mundo con tasas de suministros limitadas, no sólo es muy difícil o imposible de alcanzar a largo plazo, sino que agravará muchos otros factores de riesgo geopolítico. Quienes deseen aprender más al respecto de cómo el petróleo y otros recursos condicionan la geopolítica es más que aconsejable la lectura de La venganza de la geografía (Kaplan, 2013).

* Referencias:
Hamilton, J. (2009): Understanding Crude Oil Prices. Energy Journal, 30: 179-206.
Heinberg, R. (2013). Fracking. El bálsamo milagroso. Ed. Icaria.
Kaplan, R. (2013). La venganza de la Geografía. RBA.

lunes, 16 de junio de 2014

Llegan más buques con chapapote

La definición de los términos técnicos que aparecen marcados con un asterisco (*) puede encontrarse en este enlace.

Fuente
Mientras que el desastre del Prestige se ha saldado con un palmo de narices para la Xunta en su intento de conseguir una indemnización de casi 2.500 millones de euros, el Gobierno Rajoy continúa con su imparable política energética de connivencia con los intereses de la industria petrolera y en especial con Repsol: La autorización para perforar en las costas de Canarias y Baleares, los permisos de exploración concedidos para el fracking* en territorio peninsular y el retorno de buques que, como lo estaba el Prestige, llegan hasta nuestros puertos cargados de chapapote son una muestra de una política gubernamental que castiga a las renovables en beneficio del lobby petrolero español.

El pasado 29 de mayo atracó en el puerto de Bilbao el buque ruso Aleksey Kosigin. Externamente se parece a cualquier otro petrolero, pero el crudo que transporta lo hace especialmente alarmante: 600.000 barriles de crudo de petróleo que no ha sido extraído de manera convencional, sino mediante un complejo y contaminante proceso que se inicia en una explotación minera a cielo abierto en Alberta, Canadá. Se trata de las llamadas arenas asfálticas y el de mañana será el primer gran cargamento en acceder a Europa para ser tratado en una refinería de Muskiz, Vizcaya. Las arenas asfálticas son el paradigma de cómo obtener un crudo de bajísima calidad, extraordinariamente costoso y energéticamente poco rentable mediante la contaminación de los suelos y la devastación paisajística. 

El crudo obtenido de arenas asfálticas
es un auténtico chapapote (Fuente)
Conocidas también como arenas bituminosas, arenas de petróleo, arenas petrolíferas, arenas de alquitrán y en Venezuela como crudo extrapesado o chapapote, las tierras asfálticas son una combinación de arcilla, arena, agua, y bitumen*. El bitumen, también llamado “betún” o “brea”*, una materia orgánica soluble en solventes orgánicos, es un derivado degradado térmicamente del querógeno*, que está constituido por una mezcla de líquidos orgánicos altamente viscosa, negra y pegajosa, que exige un costoso proceso de refinado que solo se puede acometer en refinerías especializadas. 

Una vez que se limpian las tierras asfálticas de arenas, arcillas y otras impurezas, para lo que requieren tratamientos altamente consumidores de agua y energía, porque en promedio se necesitan dos toneladas de tierras y entre dos a cuatro barriles de agua para obtener un solo barril de crudo, se extrae un bitumen que para poder ser utilizado en la industria petrolífera necesita ser mejorado desde el momento mismo de su bombeo, dado que es demasiado viscoso como para fluir. Para que lo haga, el bitumen necesita ser diluido con un 30% de gas condensado o con un 50% de crudo sintético* de petróleo para crear un bitumen diluido o "dilbi"* que se puede mover a través de un oleoducto.

Por eso, la producción de petróleo desde arenas asfálticas obliga a Canadá a importar cantidades mastodónticas de diluyentes, de donde se desprende la paradoja de que los canadienses importan derivados refinados del petróleo para producir petróleo bruto. Canadá tendrá que importar 700.000 barriles de diluyentes al día para el año 2030 si quiere cumplir con la previsión de crecimiento de su producción de arenas asfálticas. 

Los recursos de bitumen extraíbles a cielo abierto son mucho más escasos que los profundos. Por ejemplo, en Canadá el 80% de los recursos petrolíferos proceden de las arenas asfálticas, la mayor parte de las cuales están tan profundas que no son extraíbles por medio de la minería en superficie. De ahí que se hayan desarrollado o se estén desarrollando sofisticados métodos de extracción in situ a cual más complicado que implican la inyección de vapor de agua y solventes a través de pozos para separar el bitumen y extraerlo hasta la superficie. En cualquier caso, sea por minería en superficie sea por procedimientos in situ, lo que se obtiene es bitumen que ha de ser mejorado para poder ser utilizado comercialmente. 

El bitumen extraíble en superficie requiere menos energía entrante para recuperarlo y constituye el 64% de los 8.100 millones de barriles recuperados hasta el momento en Canadá. De los restantes yacimientos que se están explotando, el 88% se explotan a cielo abierto. De lo que queda como “reservas comprobadas” sin desarrollo activo, sólo el 8% son minerables en superficie por lo que el 92% restante deberían recuperarse con métodos in situ que requieren consumos energéticos más intensivos cuyos resultados prácticos desde el punto de vista comercial están por verse. 

La explotación a cielo abierto de las arenas asfálticas
deja enormes huellas en el paisaje (Fuente)
Por todo ello, la producción de bitumen a partir de las arenas asfálticas es altamente costosa, superior a la mayoría de las estimaciones para el petróleo procedente de cualquier otra fuente, incluido el ya de por sí caro petróleo extraído mediante fracking. Los costes de rentabilidad mínima para la minería con transformación a crudo sintético son de más de 100 dólares por barril, lo que supone que prácticamente no hay margen comercial a los precios actuales. 

Además, las arenas asfálticas vienen acompañadas de impactos ambientales más altos que las explotaciones convencionales tanto en emisiones aéreas en la explotación, emisiones totales de CO2 en el ciclo completo de producción, como en la contaminación de aguas subterráneas y otras contaminaciones. Considerando su ciclo completo, las emisiones de gases de efecto invernadero producidas en la extracción de las arenas asfálticas son tres o cuatro veces superiores a las que se producen en la extracción del petróleo convencional. Si se tiene en cuenta el ciclo de emisiones desde que se produce hasta que se consume en las gasolineras, las arenas asfálticas emiten del orden del 23% más gases de efecto invernadero.

Finalmente, aunque por ley todas las operaciones de extracción de arenas asfálticas deben ser restauradas, la proporción de las restauradas después de más de cuarenta años de operaciones es minúscula y su impacto sobre el paisaje es desolador, porque el movimiento de tierras necesario para re
Fuente
mover y extraer las arenas deja huellas de miles de hectáreas de rocas desnudas.

La Unión Europea (UE) se encuentra frente un grave dilema: cumplir los objetivos de reducción de gases de efecto invernadero (GEI) para luchar contra el cambio climático o bien dar entrada a petróleos extra pesados y supercontaminantes respondiendo a las presiones de la industria energética y los países productores. La llegada del cargamento de arenas asfálticas parece indicar que gana la segunda opción.

Canadá cuenta con enormes yacimientos de estas arenas en la provincia de Alberta. Sin embargo, unas grandes reservas requieren de un gran mercado, y aquí surge el problema. Su mercado natural, Estados Unidos, está impidiendo la exportación para favorecer el consumo de sus propios hidrocarburos no convencionales obtenidos mediante fracking y, además, en Estados Unidos hay una gran contestación social y ecologista a la construcción de oleoductos para transportar las arenas desde los yacimientos a la costa. Por eso, Canadá se concentra ahora en acceder al mercado europeo.

Manifestación contra la construcción del oleoducto
para chapapote canadiense ante la Casa Blanca (Fuente)
La presión para conseguir vía libre a las arenas bituminosas en Europa es enorme. Este asunto está en el centro de las negociaciones del acuerdo comercial y de inversiones (CETA, por sus siglas en inglés) que negocian en estos momentos el país norteamericano y la UE. Y esa presión ya ha conseguido un primer resultado: bloquear la Directiva europea de Calidad de Combustibles y su objetivo de reducir en 2020 las emisiones de GEI del transporte un 6% con respecto a las de 2010. Un objetivo es a todas luces inviable si se empiezan a utilizar combustibles tan contaminantes como los de arenas bituminosas.

Una mala señal para los compromisos ambientales de la UE, y una buena señal para los intereses petroleros que se entrecruzan en las arenas bituminosas de Canadá. Y entre estos últimos no solo se encuentran compañías norteamericanas, sino también la petrolera Repsol. Principalmente porque dos de las cinco refinerías que actualmente hay en Europa con capacidad para tratar con este tipo de petróleos pertenecen a Repsol. Este primer cargamento servirá de prueba para comprobar si sus refinerías