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miércoles, 13 de marzo de 2019

El fracking se ahoga mientras los ciegos guían a los tuertos


El teatro necesita de clá; fútbol de gradas de animación; la remonta de mamporreros y las pirámides Ponzi de voceros que animen a los inversores incautos para que sean desplumados por trileros convertidos en genios financieros como Bernard Madoff.
Capitán Swing acaba de publicar en España El sentido del estilo. La guía de escritura del pensador de siglo XXI, de Steven Spinker. «El problema del mundo -dice Spinker- no es que la gente sepa poco, sino que sabe muchas cosas que no son ciertas». 
Como en la barca del cuento, los ciegos guían a los tuertos. Esta semana, un “experto” en inversiones energéticas anunciaba la “segunda revolución del fracking” de Estados Unidos, que según esta lumbrera iba a acabar con la oferta de la OPEP. «Nunca atribuyas a la malicia lo que puede explicarse por la pura estupidez», escribe tambén Spinker.
En varias ocasiones, la última la primera semana de marzo, me he ocupado de subrayar que la industria del fracking en Estados Unidos perdía dinero antes del último desplome de los precios del petróleo, cuando el barril estaba a más de 60 dólares, y continúa perdiéndolo a manos llenas con los precios actuales de 35 dólares el barril. En Argentina, el fracking gasístico, que se anunció como el milagro energético del país, solo sobrevive gracias a las mil millonarias subvenciones gubernamentales que han sido denunciadas por el FMI, el organismo que sostiene las finanzas del país suramericano.
Hoy no voy a volver a machacarles con las finanzas de los operadores de la fractura del fracking; voy a hablarles del agua que los ahoga aún más. Los datos y los gráficos que utilizaré han sido tomados del blog de SRSrocco Report.
La insensatez continúa en el segundo campo petrolero de fracking más grande de los Estados Unidos cuyo rendimiento –pese a la ola que agitan los hooligans energéticos- va de mal en peor. Aunque es cierto que la industria de la fractura hidráulica no parece tan tocada como en 2016, cuando los precios del petróleo se derrumbaron como un castillo de naipes, lo peor está por llegar. Desgraciadamente, el mercado permanece ciego al esquema Ponzi más grande de la historia, porque la sensatez y la razón parecen haber desaparecido de la industria energética hace años.
Bakken, el gigantesco campo de Dakota del Sur, alcanzó un nuevo récord en 2018 y eso, paradójicamente, no es una buena señal para los operadores, porque en ese negocio de Abundio, cuanto más producen más pierden. Aunque es cierto que el Bakken alcanzó el año pasado un nuevo récord en la producción de petróleo de lutitas, también produjo la mayor cantidad de agua residual y contaminada jamás registrada. Esta tremenda cantidad de aguas residuales es otra faceta más del creciente problema al que se enfrentan las compañías para producir petróleo vía fractura hidráulica.
En 2018  Bakken produjo 95.000 millones de litros de aguas residuales. Es difícil calibrar mentalmente lo que significan tantos millones de litros de agua , pero es una barbaridad. De ser limpias, esos miles de millones de litros agua servirían para cubrir aproximadamente las necesidades de dos millones de españoles durante todo el año.  En cualquier caso, el problema no es solo la enorme cantidad de aguas residuales generadas, sino que también es más preocupante la creciente proporción de agua con respecto a la producción de petróleo que necesita la fractura hidráulica.
El Departamento de Recursos Minerales de Dakota del Norte publica una actualización mensual de la cantidad de petróleo, gas natural y agua producida en el Bakken. Aunque tienen datos en PDF que se remontan a 2003, las hojas de cálculo Excel que se pueden analizar solo recogen la cantidad de aguas residuales generadas hasta mayo de 2015. Aunque así sea, los datos que se remontan hasta 2015 son lo suficientemente fiables cómo para mostrar que cada vez se necesita más agua para producir la misma cantidad de crudo. 

Antes de hacer la comparación, debemos recordar que la producción de petróleo del Bakken alcanzó su punto máximo en 2015 y luego se redujo debido a la caída de los precios del petróleo. Bakken ha tardado tres años el volver a esa cima.
En mayo de 2015, un mes antes del primer pico, el Bakken produjo un total de 35 millones de barriles de petróleo y 40 millones de barriles de aguas residuales. Hubo, pues, cinco millones de barriles más de aguas residuales generadas que de petróleo. Según los datos del Departamento de Recursos Minerales, en junio de 2018 se produjo aproximadamente la misma cantidad de petróleo: 35,4 millones de barriles. Pero esos millones de barriles de petróleo produjeron 49 millones de barriles de aguas residuales, o sea, un 22% más.
Producción de crudo y aguas residuales en Bakken entre mayo de 2015 y junio de 2018, en millones de barriles. Los puntos son comas y las comas puntos.
En definitiva, en 2018 se necesitaron nueve millones de barriles más de aguas residuales para producir aproximadamente la misma cantidad de petróleo que en 2015. Y la tendencia sigue empeorando. Según los datos más recientes, los de diciembre de 2018, el Bakken produjo 55,1 millones de barriles de aguas residuales y 39,7 millones de barriles de petróleo:
Producción de crudo y aguas residuales en Bakken entre enero de 2016 y diciembre de 2018, en millones de barriles. Los puntos son comas y las comas puntos.
En resumen:
Mayo 2015, agua = 40 millones de barriles. Mayo de 2015, petróleo = 35 millones de barriles. Diferencia = 5 millones de barriles más de aguas residuales. Dic 2018, agua = 55 millones de barriles. Dic 2018, petróleo = 39,7 millones de barriles. Diferencia = 15 millones más de barriles de aguas residuales
También es notable la rapidez con la que aumentaron las aguas residuales para la producción de petróleo el año pasado. En enero de 2018, el Bakken produjo 10 millones de barriles de agua más que petróleo; en diciembre se disparó a 15 millones de barriles.
El campo Bakken de Dakota del Norte produjo 67 millones de barriles más de agua que de petróleo en el primer semestre de 2018. El coste medio de recoger, transportar y deshacerse de las aguas residuales es de unos 4 dólares por barril. Eso significa que la eliminación de aguas residuales en 2018 supuso un gasto de 2.200 millones de dólares.
Debemos recordar que los operadores no solamente están produciendo mucha más agua residual, sino que también están usando mucha más arena y productos químicos. Por lo tanto, a más residuos más dinero invertido. Las compañías que producen petróleo de lutitas de Bakken están obligadas a usar mucha más agua, arena, recursos y dinero para producir de lo que gastaban hace unos pocos años.
El campo Bakken de Dakopta del Norte produjo 85 millones de barriles más de agua que de petróleo en el segundo semestre de 2018. El coste medio de recoger, transportar y deshacerse de las aguas residuales es de unos 4 dólares por barril. Eso significa que la eliminación de aguas residuales en 2018 supuso un gasto de 2.300 millones de dólares.
En algún momento, la caída de la tasa de retorno energético (Energía Devuelta por la Inversión) destruirá la capacidad de la industria del petróleo de fracking para compensar los descensos de la nueva producción. Por supuesto, el precio del petróleo es un factor importante para determinar el destino de la industria del petróleo de lutitas de Estados Unidos. Si el precio cae junto con los mercados este año, podríamos ver problemas muy graves.
Aquí hay dos cuadros que muestran la producción total de petróleo y aguas residuales de Bakken para la primera y la segunda mitad del año:
Para el año, el Bakken produjo 578 millones de barriles de aguas residuales, aproximadamente 25.000 millones de galones (42 galones por barril). Podemos ver que la proporción de aguas residuales con respecto al a petróleo continúa ampliándose en la segunda mitad del año, ya que se produjeron 85 millones de barriles más de agua que de petróleo en comparación frente a solo 67 millones de barriles en la primera mitad.
Además, el coste estimado para eliminar el agua es de aproximadamente 2.300 millones de dólares a razón de 4 dólares por barril. Para terminar, las empresas que producen petróleo por fractura en Bakken y en todos los campos explotan primero los "puntos dulces" (los de mayor producción) y pronto se verán obligadas a pinchar en las áreas menos económicas.
¿Si los operadores no ganan dinero perforando las áreas más productivas, qué pasará cuando empiecen a perforar fuera de los puntos dulces? © Manuel Peinado Lorca. @mpeinadolorca.