A más fracking más terremotos

Esconder la suciedad debajo de la alfombra mientras se barre no es una buena idea: la porquería acaba siempre por aparecer. La idea de que las actividades humanas pueden causar terremotos ha existido durante décadas, pero ahora se sabe con certeza que la conexión entre las prácticas asociadas al fracking y los movimientos sísmicos es real. Dos estudios, publicados la semana pasada en Science Advances y Science, concluyen que los terremotos están siendo inducidos por la inyección en el subsuelo del fluido salado y contaminado que se extrae de los pozos de fracking después de que haya sido inyectado a alta presión para forzar la salida del petróleo o del gas natural.

Las relaciones entre los cambios volumétricos del agua subterránea y la inducción de seísmos se conocen desde la década de 1960, cuando los geólogos se dieron cuenta de que las minas de oro en Sudáfrica  provocaban pequeños terremotos, aunque en algún caso la magnitud superó los cinco puntos en la escala Richter. Desde entonces, los científicos han encontrado que incluso bombear agua fuera de las minas subterráneas para evitar las inundaciones de las galerías modifica lo suficiente la dinámica de la tensión en las formaciones rocosas como para desencadenar un terremoto. Algunas rocas están saturadas de agua, lo que quiere decir que el agua rellena los poros entre las partículas de roca. Se forma así lo que se llama «presión de poro», lo suficientemente poderosa como para mantener a la formación rocosa en una especie de equilibrio de turgencia. Si se aspira el agua, las partículas tienden a colapsar sobre sí mismas y la roca se comprime. Si se añade un fluido sea agua o sea gas, el efecto es el contrario: las partículas se separan y la roca se expande. De manera que el agua moviéndose bajo tierra puede afectar a las tensiones en las formaciones rocosas. Ahora supongamos que hay una falla cercana. Si se modifica el contenido de agua alrededor de la falla, esta podría deslizarse. Si el agua penetra en la falla en sí, puede lubricarla y provocar un terremoto de cierta magnitud.

Las operaciones de bombeo en el fracking inyectan grandes cantidades de agua a presión para fracturar la roca y liberar el hidrocarburo. Desde que comenzaron a multiplicarse las operaciones de fractura a mediados de la pasada década, se sospechaba que podían inducir movimientos sísmicos. En 2013, las pruebas comenzaron a aflorar con nitidez. El aumento de la actividad sísmica en Oklahoma, Ohio y Arkansas se relacionó inmediatamente con la práctica del fracking. Aunque provocar microseísmos para obtener imágenes de los estratos rocosos es una práctica común en la exploración de los depósitos de hidrocarburos y las explosiones provocadas para fracturar pueden inducir movimientos telúricos, la causa principal de los seísmos parece estar estrechamente relacionada con la inyección de aguas residuales en el subsuelo, una de las prácticas que usan los operadores del fracking para deshacerse de los contaminados fluidos de retorno. El agua que se utiliza para fracturar la roca se recupera y se bombea en esos pozos de agua residuales, que inyectan mucha agua. A varios kilómetros de profundidad, hasta nueve en muchos pozos, el agua a alta presión puede acumularse durante meses o años. Es esa presión la que en realidad puede crear terremotos. 

Figura 1. Terremotos con magnitud (M) ≥ 3 en el centro de Estados Unidos entre 1967 y 2012. Después de décadas de una tasa constante de terremotos (21 de media al año), la actividad se incrementó a partir de 2001 y alcanzó los 188 terremotos en 2011. Fuente: Ellsworth, W.L. Injection-Induced Earthquakes. Science, 341 (julio de 2013).

Las primeras relaciones sobre seísmos y fracking se establecieron en Texas en 2013 (Figura 1). No era nada nuevo: se piensa que un pozo de aguas residuales en el yacimiento Arsenal de las Montañas Rocosas en Colorado fue el detonante de un terremoto de grado 4,8 que tuvo lugar en la década de 1960. También en 2013, en otro estudio también publicado en la revista Science se relacionó a los terremotos con la inyección de aguas residuales procedentes del fracking. Los investigadores, de la Universidad de Columbia, aseguraban que seísmos ocurridos en lugares lejanos habían desencadenado terremotos en zonas de Estados Unidos donde se elimina el líquido sobrante de las explotaciones inyectándolo en el subsuelo a gran profundidad (Figura 2).

Figura 2. Activación de terremotos a distancia en el medio oeste de Estados Unidos, según el catálogo del Advanced National Seismic System (ANSS). (A): terremotos de magnitud 3 o superior entre 2003 y 2013. Los terremotos marcados en rojo se produjeron durante los primeros diez días después del terremoto de Maule (Chile) de febrero de 2010; diez días después del terremoto Tohoku-Oki (Japón) de marzo de 2011, y diez después de los terremotos de Sumatra de abril de 2012. La activación se produjo casi exclusivamente en tres campos de inyección de fluidos residuales llamados Praga, Trinidad, y Snyder. (B): terremotos registrados en los 10 días antes y después de los tres terremotos remotos de magnitud ≥8.6. Fuente: van der Elst, N.J. et al. Enhanced Remote Earthquake Triggering at Fluid-Injection Sites in the Midwestern United States. Science, 341 (julio 2013).

El estudio hablaba, por ejemplo, de un terremoto en Chile que provocó actividad sísmica en Oklahoma y de otro en Japón que generó seísmos en Tejas. Otro estudio, esta vez publicado en la revista Geology relacionó un seísmo de magnitud 5,6 (seis décimas superior al registrado en Lorca en 2011) ocurrido en Oklahoma en 2011, que dejó dos heridos, catorce casas destruidas y carreteras dañadas, con la inyección del fluido de retorno del fracking en el subsuelo. Ese terremoto, el más potente registrado jamás en Oklahoma, provocó posteriormente varios planos de falla al sur del epicentro, causando más de mil réplicas. Las mismas prácticas produjeron durante 2010 y 2011 unos 800 terremotos leves (menos de 3 grados en la escala Richter) en Arkansas. Los más de 600 terremotos registrados en ese estado en 2010 superaban en número a los registrados durante los últimos cien años. La Arkansas Oil and Gas Commission relacionó inequívocamente esos seísmos con la habitual práctica de los operadores de fracking de inyectar las aguas residuales en el subsuelo y prohibió tales prácticas. 

Terremotos similares han ocurrido en los estados de Texas, Oklahoma, Nuevo México, Nueva York y Virginia Occidental, todos ellos relacionados con la inyección de agua residual (1; 2; 3). Tan segura era la estrecha relación entre la inyección de fluidos en el subsuelo y los terremotos, que Arthur McGarr, geólogo del Servicio Geológico estadounidense en Menlo Park, California, decía en 2011 que era capaz de predecir la magnitud de los terremotos en la escala Richter en función del volumen de líquido que se inyecte.

También hay registrados incidentes sísmicos en Europa. En junio de 2011, dos terremotos ocurridos en Reino Unido obligaron a parar las actividades de exploración que se habían iniciado en Lancashire. El Servicio Geológico Británico informó que el momento de las operaciones y la proximidad de los terremotos al yacimiento indicaban que tales seísmos eran consecuencia del proceso de fracking. Cuadrilla Resources, una empresa energética del Reino Unido, admitió que su proyecto de fracking era el causante de la inducción de esos terremotos. Con el habitual comportamiento de las empresas del sector, el informe de Cuadrilla (que la empresa ha retirado de su web), llegaba a la conclusión de que no había impedimento para continuar con las operaciones de fracking en la zona.

En los Países Bajos, entre 2000 y 2013, el número de terremotos aumentó más de cinco veces respecto al decenio precedente, mientras la producción de gas se duplicó. A través de un comunicado emitido en abril de 2013, la compañía petrolífera holandesa Nederlandse Asrdolie Maatschappij (NAM) admitió implícitamente ser la causa desencadenante de estos seísmos, asignando una cantidad de 100 millones de euros en compensaciones para todos los ciudadanos que habían comunicado daños tras las últimas sacudidas sísmicas (Peinado, M. Fracking: El espectro que sobrevuela Europa. Icaria, 2015). 

Dos estudios, publicados el pasado 18 de junio en Science Advances y Science, llegan a la conclusión de que los terremotos están siendo inducidos por la inyección en el subsuelo del fluido salado y contaminado que se extrae de los pozos de fracking después de que haya sido inyectado a alta presión para extracción petróleo. Los operadores han dado con el viejo truco de esconder la suciedad debajo de las alfombras: lo inyectan en el subsuelo. Los estudios científicos han concluido que la inyección del fluido de alta concentración producido en la extracción de petróleo o gas viene inmediatamente seguida de movimientos sísmicos. El aumento de esa práctica de eliminación está directamente relacionada con el aumento de los terremotos en Oklahoma y en todo Estados Unidos.

Figura 3. Terremotos desde 1975. Las barras rojas están asociados en el tiempo con la inyección de agua salada mientras que las de color gris no lo están. Fuente: Weingarten, M. et al. High-rate injection is associated with the increase in U.S. mid-continent seismicity. Science, 348 (junio de 2015).

Las evidencias científicas están fuertemente apoyadas por las estadísticas: en los últimos años han aparecido datos suficientes que correlacionan en lugar y tiempo a los terremotos y la eliminación de fluidos. La práctica de bombear los fluidos en depósitos subterráneos no es nueva, pero se ha incrementado exponencialmente en los últimos años. Hoy, algunos pozos bombean más de 300.000 barriles de agua al mes (cada barril son 159 litros). Ese cambio en la práctica se correlaciona perfectamente con el aumento de los terremotos (Figura 3). Cabe destacar que desde que Kansas pidiera en marzo de este año una moratoria para la eliminación subterránea de fluidos, la tasa de los terremotos se ha reducido, aunque aún es demasiado pronto para saber con certeza si esta tendencia continuará.

La mayor parte del aumento de la actividad sísmica consiste en terremotos relativamente pequeños, pero como desde 1974 los geólogos son capaces de registrar terremotos de magnitud 3, han podido observar que mientras que durante el período 1974-2008 en Oklahoma se registraba solamente un terremoto de magnitud 3 una vez al año, entre 2013 y 2014 el registro se disparó hasta más de un centenar.

El aumento en la actividad sísmica es aún más notable cuando se consideran los terremotos de magnitud 4 o superior, ya que los antiguos métodos de registro de datos (los anteriores a 1974) también pueden rastrearlos. Entre 1882 y 2009 en Oklahoma se había registrado solamente un terremoto de al menos esa magnitud cada diez años aproximadamente; a partir de 2009 la tasa se incrementó hasta multiplicarse casi 200 veces: en 2014 se registraron 24 seísmos de magnitud 4 o superior. (La escala de magnitud moderna sustituye a la antigua escala de Richter; la moderna escala es logarítmica: un terremoto de magnitud 4 libera 101,5 veces más energía que un terremoto de magnitud 3). Otros estados han visto incrementos similares, aunque menos dramáticos en términos de números absolutos.

Figura 4. Terremotos asociados con la inyección subterránea de fluidos entre 1975 y 2015. Fuente: Matt Weingarten/University of Colorado-Boulder (http://www.forbes.com/sites/matthewfrancis/2015/06/18/oil-byproduct-practices-to-blame-for-oklahoma-earthquakes/).

Para analizar las causas de dichos aumentos, los autores de los estudios publicados la semana pasada examinaron varias posibilidades. Si bien es probable algunos terremotos se deban directamente al fracking, la investigación demuestra claramente que se deben a la eliminación del fluido extraído después de la fractura mediante su bombeo a alta presión en el subsuelo. Es ahí donde radica el problema: si el líquido se añade a un lugar donde los fallas son un poco inestables, la presión adicional es suficiente para causar sacudidas sísmicas. Las rocas del subsuelo de Oklahoma están repletas de pequeñas fallas o grietas sometidas a una cierta tensión. La inyección presurizada de líquido es suficiente para que esas fallas liberen la energía acumulada. Cuando la inyección era relativamente pequeña, era difícil vincular los terremotos con la actividad humana; cuando la tasa de inyección aumentó en los últimos años, la actividad sísmica se disparó hasta el punto que la conexión resulta estadísticamente significativa.

Animación. Terremotos relacionados con la inyección de agua salada en el tiempo. Fuente: Matt Weingarten/University of Colorado-Boulder. (http://www.forbes.com/sites/matthewfrancis/2015/06/18/oil-byproduct-practices-to-blame-for-oklahoma-earthquakes/)

Rajoy en el país de las maravillas y el precio de la desigualdad

Hace ya algún tiempo que nuestro registrador-presidente pasó al otro lado del espejo y, como le ocurrió a Alicia, descubrió un mundo fantasioso que solo existe en su imaginación. Mientras tanto, algunos organismos internacionales siguen iluminando el trampantojo en el que se desenvuelve nuestro país. 

La imagen real de España acaba de aparecer en un informe de la OCDE, el organismo que agrupa a 34 países para promover políticas que mejoren el bienestar de las personas, es decir, para hacer justamente lo contrario de lo que hace Rajoy. El informe, de 336 páginas, lo podéis descargar en este enlace y en esta página de la OCDE podéis comparar diferentes parámetros e índices que ponen de relieve lo que está pasando en España en los últimos años. He seleccionado algunos de ellos que ilustro con gráficas del propio informe, que, como veréis, no nos deja nada bien. Pasen y vean, que las gráficas son muy sencillas.

Gráfico 3. 1. Desigualdad en ingresos durante la crisis.

La barra azul (que encabeza España) indica el nivel de desigualdad bruto de la renta de las personas. Los rombos indican los ingresos una vez se han pagado impuestos. Somos el país con el mayor aumento en el periodo de la crisis. De hecho el informe destaca el sorprendente cambio de nuestro país: Antes de 2007 nuestro nivel de desigualdad estaba por debajo de la media de los países de la OCDE. Pero en cuatro años creció tanto (2007-2011) que encabezamos el ranking de la desigualdad. Cuando comenzó la crisis, dice el informe, hubo cierta amortiguación en esta escalada: entraron en funcionamiento estabilizadores automáticos como la prestación por desempleo y los impuestos.

   

La diferencia del efecto de sistema tributario en los diferentes países muestra que no están tan bien diseñados. De hecho en España los impuestos jugaron un papel más bien modesto en esa amortiguación de las diferencias cuando todo empezó a ir mal. Pero esos diques de contención duraron poco. Cuando se impuso la famosa austeridad como salida única a la crisis, la desigualdad se disparó. La peor parte se la ha llevado el 10% más pobre, particularmente de nuevo en España. El gráfico 3.3 expresa claramente esas diferencias:

El rombo blanco indica la caída de renta disponible del 10% más pobre del país: el desplome ha rozado el 14%. El rombo negro, el descenso de la renta disponible del 10% más rico: cayó menos de un 2%.  Somos el país con mayor variación en la diferencia entre estos dos grupos de la población, y eso que los datos solo llegan a 2011.

¿Cómo es posible que nos haya ido tan mal? Pues porque el principal factor que aumenta las diferencias es el desempleo, en el que somos líderes de la OCDE, por más que Rajoy sostenga que en España no se habla de paro. Vean el gráfico 3.2. Las diferencias entre ricos y pobres han aumentado en nuestro país porque ha aumentado el paro (barra azul) y no tanto por el aumento de las diferencias salariales (barra gris).

Somos líderes creando empleo, repiten doña Fátima y don Mariano. Sí, pero con el mayor porcentaje de lo que la OCDE llama “non-standard workers” (Gráfico 1.7), es decir, trabajos precarios, temporales, de baja cualificación, con pocas posibilidades de formación, en definitiva, trabajo que se acepta porque no hay otra cosa, sobre todo porque nuestro gobierno se ha encargado de expulsar del sistema de subsidios al desempleo a millones de parados. Una vez más: No es suficiente con crear empleo. Es fundamental la calidad de ese empleo, un claro indicador, subraya la OCDE, de la desigualdad.

En el aumento de los niveles de pobreza solamente nos gana Grecia. Como le sucedió al sabio de La Vida es Sueño, los griegos están mucho peor que nosotros. Por eso, el nuevo gobierno de Syriza ha insistido tanto en sacar adelante ese paquete de medidas urgentes para aliviar lo más básico: luz, calefacción, comida. Pero ahí están los pobres griegos luchando para que sus socios europeos les dejen. “Lo importante es que Grecia vuelva a la senda de crecimiento”, decía Luis de Guindos esta semana. Puede que eso sea importante, pero lo urgente es empezar por paliar la pobreza. 

Hay dos formas de medir la pobreza. ¿Cómo están los más pobres en relación al resto de la población? y ¿cómo están los más pobres en relación a los ingresos medios de antes de la crisis? La primera se llama pobreza relativa (rombo) y la segunda población en riesgo de pobreza ("anchored poverty rate"), mostrada como la barra azul en el gráfico 3.6.

¿Por qué sube la segunda mucho más que la primera? Porque si a todo el país (en general) le va mal, los ingresos medios caen y como la pobreza relativa se mide en relación a la media de los ingresos, el diferencial disminuye. Pero cuando se mide la segunda, lo que se hace es comparar la pobreza en relación a la media de un año de referencia que no varía. En el caso de la OCDE el año de comparación utilizado fue 2005. Por eso el diferencial es mucho mayor. En Grecia se ha multiplicado por dos y en España sube 8 puntos (también casi el doble). En relación a los ingresos medios del año 2005, ahora hay mucha más gente pobre y el diferencial sigue aumentando o, dicho de otra manera, las políticas que tanto ensalza el registrador-presidente, están “helenizando” nuestro país.

La desigualdad va más allá de la injusticia social y no afecta solo a las personas que la sufren directamente; la desigualdad, además, no ayuda nada al crecimiento económico, sino todo lo contrario. La desigualdad mata el PIB, que es lo que sostiene el premio Nobel de Economía Joseph Stiglitz, en su último libro El precio de la desigualdad, en que narra lo que está pasando: desde la Gran Depresión nunca se había visto tanta desigualdad en los países industrializados. Los más ricos han conseguido hacerse todavía más ricos mientras el resto veía como su renta se mantenía, caía o, en muchos casos, desaparecía. Los ricos han ganado todavía más dinero y lo han hecho además a expensas del resto de la población. 

Stiglitz nos enseña cómo los mercados por sí solos no son ni eficientes ni estables y tienden a acumular la riqueza en manos de unos pocos más que a promover la competencia. Revela, además, cómo las políticas de gobiernos e instituciones son propensas a acentuar esta tendencia, influyendo sobre los mercados en modos que dan ventaja a los más ricos frente al resto. La democracia y el imperio de la ley se ven a su vez debilitados por la cada vez mayor concentración del poder en manos de los más privilegiados.

Las disparidades en la población han crecido aceleradamente en los últimos años. ¿Somos conscientes de este hecho? No lo parece. Según Stiglitz, los políticos, los reguladores y las leyes han ayudado a los más poderosos a hacerse todavía más ricos. Eso no es simplemente un fallo del mercado. Los gobernantes y los parlamentos democráticos, que deberían haber corregido esos fallos, no han hecho su trabajo e incluso han favorecido con sus decisiones al 1% de la población. Que los ricos pagan menos impuestos, es un hecho. Que los ricos influyen en las decisiones que toman los gobiernos, es un hecho. Que los pobres son más pobres, es un hecho. Stiglitz expone una y otra vez con casos reales para justificar su visión del problema. Se puede discutir sobre las causas, sobre la importancia y el peso de cada una de ellas para explicar este resultado, pero no sobre la existencia de la desigualdad.

Curso de Postgrado sobre Cambio Climático de Ecologistas en Acción

Samuel Martín Sosa, Responsable de Internacional de Ecologistas en Acción, ha organizado un curso sobre Cambio Climático que, por las ponencias y los ponentes, merece verdaderamente la pena. En este enlace podéis encontrar toda la información sobre el curso. 

La falacia del fracking

Desde hace tres años vengo sosteniendo que la fractura hidráulica o fracking es un timo, una tesis que publiqué en mi libro El fracking ¡Vaya timo! y que apoyo con más datos en un nuevo libro Fracking: El espectro que sobrevuela Europa, que muy pronto publicará la editorial Icaria. He aprovechado este puente para traducir un artículo que publicó Nature en su último número de 2014 en el que se resumen los argumentos que me convencieron después de estudiar el asunto en 2013. 

Aquí os dejo la traducción, que incluye la única figura que contenía el artículo.

Os dejo también este enlace al programa "La aventura del saber" en la que se presenta el libro.

La falacia del fracking

Los Estados Unidos confían en décadas de abundante gas natural para alimentar su recuperación económica. Eso puede ser una ilusión.

Por Mason Inman

Nature, 516: 28-30 (4 de diciembre de 2014)

Cuando el presidente Barack Obama habla sobre el futuro, prevé una floreciente economía estadounidense alimentada en gran medida por ingentes cantidades de gas natural surgida de pozos domésticos. «Tenemos un suministro de gas natural que puede durarnos casi 100 años», dijo en 2012 en su discurso sobre el Estado de la Unión.

La declaración de Obama refleja un optimismo que ha calado en Estados Unidos. Se debe al fracking -o fractura hidráulica- que ha hecho posible extraer gas natural a un precio relativamente bajo a partir de rocas de grano fino conocidas como lutitas. El eco de términos tales como «revolución de las lutitas» y «abundancia energética» resuena en las salas de juntas de las corporaciones.

Las empresas están apostando fuerte por los pronósticos de gas natural barato y abundante. Durante los próximos 20 años, se espera que las industrias y los productores energéticos de Estados Unidos y de la electricidad inviertan cientos de miles de millones de dólares en nuevas plantas que funcionan con gas natural y se están invirtiendo miles de millones de dólares más en la construcción de instalaciones exportadoras que permitan a Estados Unidos enviar gas natural licuado a Europa, Asia y América del Sur.

Todas estas inversiones se basan en la expectativa de que la producción de gas de Estados Unidos crecerá durante décadas, como dicen las previsiones oficiales de la Administración de Información de Energía de Estados Unidos (EIA). Tal y como dijo el pasado año Adam Sieminski, director de la agencia: «En lo que respecta al gas natural, la EIA no tiene ninguna duda de que la producción puede seguir creciendo hasta 2040». Sin embargo, un análisis cuidadoso de los supuestos sobre los que descansan esas previsiones alcistas sugiere que pueden ser demasiado optimistas, en parte debido a que las predicciones del gobierno se basan en estudios poco fiables de las principales formaciones de lutitas, o campos. Los investigadores que están analizando esas formaciones con mucho más detalle están formulando pronósticos más conservadores. Sus cálculos indican que esas formaciones tienen puntos relativamente pequeños – «los puntos dulces»- en las que resultará rentable extraer gas.

Esos resultados son «malas noticias», dice Tad Patzek, director del Departamento de Ingeniería del Petróleo y Geosistemas de la Universidad de Texas en Austin, y miembro del equipo que está llevando a cabo el análisis en profundidad. Según dice, cuando las empresas tratan de extraer gas de lutitas tan rápido como sea posible para exportarlo en grandes cantidades, «estamos preparándonos para un fiasco tremendo».

Eso podría tener repercusiones mucho más allá de los Estados Unidos. Si la producción estadounidense de gas natural cae, los planes para exportar grandes cantidades en el extranjero podrían esfumarse. Y las naciones que esperan explotar sus propias formaciones de lutitas pueden repensárselo. «Si empieza a notarse que el asunto va a terminar en llanto en Estados Unidos, eso impactará sin duda en el entusiasmo que muestran diferentes partes del mundo», dice el economista Paul Stevens, de Chatham House, un centro de estudios con sede en Londres.

La idea de que el gas natural será abundante ha significado un fuerte cambio en las tendencias pesimistas que prevalecieron hasta hace unos cinco años. A lo largo de la década de 1990, la producción de gas natural de Estados Unidos había entrado en una meseta. Como el gas suministra una cuarta parte de la energía de Estados Unidos, se habían generado serias preocupaciones de que los suministros se reducirían y la nación pasaría a depender de las importaciones. La EIA, que recoge los datos energéticos y proporciona una previsión a largo plazo de la energía de Estados Unidos, proyectaba en una fecha tan cercana como 2008 que la producción estadounidense de gas natural seguiría siendo plana durante el siguiente par de décadas.

Entonces, el auge de las lutitas pilló desprevenidos a todos. Se basaba en la tecnología del fracking que se conocía desde hacía décadas, pero que se consideraba demasiado cara para aplicarla a las lutitas cuando los precios del gas eran demasiado bajos. Sin embargo, en la década de 2000 los precios subieron lo suficiente como para incitar a más empresas a fracturar las formaciones de lutitas. En combinación con las nuevas técnicas de perforación de largos pozos horizontales, la producción estadounidense de gas natural alcanzó un máximo histórico, lo que permitió que la nación recuperara el título que había ostentado anteriormente durante décadas: ser el mayor productor de gas natural del mundo.

Figura incluida en el artículo

BATTLE OF THE FORECASTS: LA BATALLA DE LOS PRONÓSTICOS

La producción de gas natural de Estados Unidos está creciendo rápidamente y la EIA predice un crecimiento a largo plazo. Pero los estudios de la Universidad de Texas cuestionan esa predicción.

Arriba: LAS CUATRO GRANDES FUENTES

El equipo de Texas ha hecho los pronósticos para los cuatro campos de lutitas más productivos. Sus análisis indican que la producción de gas alcanzará pronto su tope y después se desplomará rápidamente, lo que es una previsión mucho más pesimista que la ofrecida por la EIA y por otras compañías como Goldman Sachs.

Abajo: PRODUCCIÓN ESTADOUNIDENSE DE GAS NATURAL

Datos históricos y pronósticos de la EIA

Eje Y: Producción de gas natural en miles de millones de metros cúbicos al año.

Shale gas, other plays: Gas procedente de otros campos de lutitas.

Shale gas, big four plays: Gas procedente de los cuatro campos más productivos.

Unconventional other than shale: Gas procedentes de fuentes distintas a las lutitas.

Offshore (excluding Alaska): Mar adentro (excluyendo a Alaska).

Onshore conventional (excluding Alaska): Convencional terrestre (excluyendo Alaska)

No breakdown available: Datos no disponibles.

Etiqueta negra: Las lutitas han llevado a Estados Unidos a producciones récords.

Rocas ricas

Gran parte del crédito se debe a la formación de lutitas Marcellus, que se extiende a través de Virginia Occidental, Pensilvania y Nueva York. Debajo de colinas densamente arboladas, las empresas han perforado más de 8.000 pozos durante varios años y están añadiendo cerca de 100 más cada mes. Cada pozo se dirige hacia abajo durante unos dos kilómetros antes de virar hacia un lado y serpentear más de un kilómetro a través de la lutita. El Marcellus suministra en estos momentos 385 millones de metros cúbicos de gas diarios, una cantidad más que suficiente para abastecer la mitad del gas que actualmente se quema en las centrales eléctricas de Estados Unidos.

Una parte sustancial del resto del suministro de gas estadounidense proviene de otros tres yacimientos de esquisto -Barnett en Texas, Fayetteville en Arkansas y Haynesville, a caballo de la frontera Louisiana-Texas. Juntos, estos «cuatro grandes» campos suman más de 30.000 pozos y son responsables de dos tercios de la producción actual de gas de lutitas de Estados Unidos.

La EIA -como casi todos los otros pronosticadores- no había previsto el boom que se avecinaba y, por tanto, habían subestimado la cantidad de gas que provendría de las lutitas. Pero a medida que el boom se desarrollaba, la agencia elevó sustancialmente sus expectativas a largo. El escenario «caso de referencia» de su Annual Energy Outlook 2014, basado en la expectativa de que los precios del gas natural se incrementarán gradualmente pero seguirán siendo relativamente bajos- muestra que la producción estadounidense crecerá hasta 2040 impulsada por un gran aumento del gas de lutitas.

La EIA no ha publicado sus proyecciones individuales para los campos de gas de lutitas, pero se los ha cedido a Nature. En el pronóstico de su último caso de referencia, la producción de los cuatro grandes campos continuará subiendo rápidamente hasta 2020, y luego entrará en meseta durante al menos 20 años. Otros campos de gas de lutitas mantendrían el boom hasta el año 2040 (véase la «Batalla de los pronósticos»).

Los analistas de la industria del petróleo crean sus propias previsiones de gas de lutitas, que generalmente se aproximan a los de la EIA. «La previsión de la EIA está bastante cerca del consenso»", dice el economista Guy Caruso, del Centro de Estudios Estratégicos e Internacionales en Washington DC, que fue director de la agencia. Sin embargo, esas consultoras raramente dan a conocer los detalles que hay detrás de sus pronósticos. Eso hace que sea difícil evaluar y discutir sus supuestos y métodos, argumenta Ruud Weijermars, geocientífico de la Universidad A & M en College Station, Texas. Los estudios de la industria y de las consultoras son «totalmente diferentes en el campo de la revisión por pares», dice.

Para proporcionar pronósticos rigurosos y transparentes sobre la producción de gas de lutitas, un equipo de una docena de geocientíficos, ingenieros petroleros y economistas de la Universidad de Texas en Austin ha pasado más de tres años haciendo un sistemático conjunto de análisis de los principales yacimientos de lutitas. La investigación fue financiada con una subvención de 1,5 millones de dólares americanos de la Fundación Alfred P. Sloan sita en la ciudad de Nueva York, y ha estado apareciendo gradualmente en revistas [1-5], conferencias y presentaciones académicas. Hasta ahora, esa investigación es la «máxima autoridad» en este ámbito, dice Weijermars.

Si los precios de gas natural evolucionaran según el escenario que la EIA utiliza en su informe anual de 2014, el equipo de Texas pronostica que la producción de los cuatro grandes campos alcanzaría su punto máximo en 2020, y entrarían en declive a partir de entonces. En 2030, estos campos estarían produciendo solamente la mitad de los que dice el caso de referencia de la EIA. Incluso los escenarios más conservadores de la agencia parecen ser más optimistas que las previsiones del equipo de Texas. «Obviamente, no están muy de acuerdo con los resultados de la EIA», dice Patzek.

La principal diferencia entre las previsiones de Texas y la de la EIA descansa en la precisión con la que se han hecho los análisis. El de la EIA analiza cada campo condado a condado, calculando una productividad media para esa zona. Pero los condados frecuentemente cubren más de 1.000 km², lo suficientemente grandes como para contener miles de pozos horizontales. El equipo de Texas, por el contrario, divide cada campo en parcelas de una milla cuadrada (2,6 km²), una resolución al menos veinte veces más precisa que la de la EIA.

La resolución importa, porque cada campo tiene puntos dulces que producen una gran cantidad de gas y grandes áreas en las que los pozos son menos productivos. Las empresas perforan primero los puntos dulces, por lo que los pozos perforados en el futuro pueden ser menos productivos que los actuales. Hasta ahora, el modelo de la EIA ha asumido que los pozos futuros serán al menos tan productivos como los pozos antiguos del mismo condado. Pero este enfoque, argumenta Patzek, «conduce a resultados demasiado optimistas».

La elevada resolución de los estudios de Texas permite que su modelo distinga los puntos claves de las áreas marginales. Como resultado, dice el codirector Scott Tinker, geocientífico de la Universidad de Texas en Austin, «hemos sido capaces de decir, más que lo que lo que sucedió en el pasado, lo que va a pasar en el futuro».

Los estudios de Texas y la EIA también difieren en la forma en que estiman el número total de pozos que podrían ser perforados económicamente en cada campo. La EIA no establece explícitamente ese número, pero su análisis parece requerir más pozos que la evaluación de Texas, que excluye áreas donde sería difícil perforar, como debajo de los lagos o de las grandes ciudades. Esas características del modelo se eligieron por «realidad mimética», dice Tinker y se basan en la larga experiencia en la industria petrolera de los miembros del equipo.

ALTERNATIVAS FUTURAS

Las previsiones más bajas del equipo de Texas encajan con unos estudios independientes que utilizan métodos más simples. Los estudios realizados por Weijermars [6], así como los de Mark Kaiser [7] de la Universidad Estatal de Louisiana en Baton Rouge y del geólogo jubilado del Servicio Geológico de Canadá David Hughes [8], sugieren que un aumento de la producción como el previsto en los pronósticos de la EIA, requeriría un incremento significativo y sostenido de la perforación en los próximos 25 año que no puede ser rentable.

Algunos expertos de la industria están impresionados por las evaluaciones de Texas. Richard Nehring, analista de petróleo y gas de Nehring Associates en Colorado Springs, Colorado, que opera con una base de datos ampliamente utilizada de los campos de petróleo y gas, dice que el método del equipo es el «que debería seguirse en todas las evaluaciones de recursos no convencionales».

Patzek dice que el método de la EIA es una «conjetura bienintencionada». Pero él y otros se resisten a tirar demasiado a la baja. La EIA está haciendo «lo mejor que puede con los recursos y los plazos que tienen», dice Patzek. Su presupuesto para 2014 -que cubre la recopilación de datos y formular las previsiones para todos los tipos de energía- ascendió a apenas 117 millones de dólares estadounidenses, que es lo que cuesta perforar de una docena de pozos en las lutitas de Haynesville. La EIA «vale lo que cuesta», dice Caruso.

«Siempre pensé que estábamos mal financiados. A la EIA se le pide que haga cada vez más con cada vez menos». Patzek reconoce que las previsiones sobre los campos de lutitas «son muy, pero que muy difíciles e imprecisas», en parte porque las tecnologías y los métodos de perforación están evolucionando rápidamente. En los campos recientes, las empresas están trabajando todavía en los mejores lugares para perforar. Y todavía no está claro cómo se pueden acumular los pozos sobre el terreno antes de que interfieran significativamente unos con otros.

Representantes de la EIA defienden las evaluaciones de la agencia y sostienen que no deben compararse con los estudios de Texas, porque utilizan diferentes supuestos e incluyen muchos escenarios. «Los modelos de unos y otros modelos son valiosos y, en muchos aspectos, se alimentan entre sí», dice John Staub, líder del equipo de la EIA en análisis de exploración y producción de petróleo y gas. «De hecho, la EIA ha incorporado ideas del equipo de la Universidad de Texas», dice Staub.

Sin embargo, en un artículo [9] publicado online el 14 de octubre dos analistas de la EIA reconocían problemas con los métodos seguidos hasta el momento por la agencia. Argumentan que sería mejor recurrir a mapas geológicos de alta resolución y señalan a los generados por el equipo de Texas como un ejemplo de cómo estos modelos podrían mejorar los pronósticos delineando los puntos dulces. El artículo lleva el aviso de que las opiniones de los autores no son necesariamente las de la EIA, pero de hecho la agencia planea utilizar un nuevo enfoque en esa línea cuando evalúe el campo Marcellus para su informe anual de 2015. (Cuando Nature pidió a los autores de ese artículo una entrevista en cuestionario, desviaron las preguntas a Staub.)

ÉXITO O RUINA

Los miembros del equipo de Texas todavía están debatiendo las implicaciones de su propio estudio. Tinker es relativamente optimista al argumentar que las estimaciones del equipo son «conservadoras», por lo que la producción real podría llegar a ser más alta. Dice que los cuatro grandes campos de gas de lutitas supondrán «una contribución bastante notable de gas natural doméstico durante las próximas décadas. Hemos comprado algo de tiempo». Patzek argumenta que la producción real podría ser aún más baja que la pronosticada por el equipo. Habla de que se alcanzara un pico en la próxima década más o menos y después de eso, «habrá un declive bastante acelerado». «En ese momento habrá una sorpresa muy desagradable para Estados Unidos». Cree que los precios del gas se elevarán bruscamente y que la nación puede terminar construyendo más plantas industriales y más vehículos que funcionen con gas de lo que será capaz de permitirse». Concluye que «pase lo que pase y se mire cómo se mire, no puede ser bueno para la economía de Estados Unidos». 

Si la predicción es complicada para Estados Unidos, que puede basarse en los datos de decenas de miles de pozos de gas lutitas, la incertidumbre es mucho mayor en los países con menos pozos. La EIA ha encargado estimaciones del potencial mundial de las lutitas a Advanced Resources International (ARI), una consultora en Washington DC, que concluyó en 2013 que las formaciones de lutitas de todo el mundo esquisto formaciones en todo el mundo es probable que contengan un total de 220 billones de metros cúbicos de gas natural recuperable [10]. A las tasas actuales de consumo de gas natural –que suministra una cuarta parte de la energía mundial- eso supondría un suministro para 65 años. Sin embargo, el informe ARI no establece ni el rango de incertidumbre de sus estimaciones ni la cantidad de gas que podría económicamente extraíble.

Las cifras de ARI son «extremadamente dudosas», argumenta Stevens. «Es como pronosticar el tiempo mojándose un dedo y agitándolo en el aire». Stevens cita evaluaciones de ARI en las que estimaba que en Polonia tenía los mayores recursos de gas de lutitas en Europa. Entre 2011 y 2013, ARI redujo en un tercio su estimación para las áreas más prometedoras de Polonia, argumentando que algunos pozos de prueba habían dado menos de lo previsto. Mientras tanto, el Instituto Geológico Polaco hizo su propio estudio [11], en el que calculó que en esas mismas zonas había menos de una décima parte del gas que figuraba en la estimación inicial de ARI.

Si el suministro de gas estadounidense se seca más rápido de lo que se espera –o la oposición ambiental se hace más fuerte- los países como Polonia serán menos propensos a tener sus propios booms de lutitas, dicen los expertos.

Por el momento, sin embargo, reina el optimismo sobre el gas de Lutitas, especialmente en Estados Unidos. Y eso es lo que le preocupa a algunos expertos en energía. «Hay una tremenda incertidumbre», dice Nehring. «El problema es que la gente dice, “Sólo dame una cifra”. Las cifras sencillas, incluso si son erróneas, son mucho más reconfortantes».

Mason Inman es un escritor independiente en Oakland, California.

Referencias

1. Patzek, T. W., Male, F. & Marder, M. Proc. Natl Acad. Sci. USA 110, 19731–19736 (2013).

2. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (8), 62–73 (2013).

3. Browning, J. et al. Oil Gas J. 111 (9), 88–95 (2013).

4. Browning, J. et al. Oil Gas J. 112 (1), 64–73 (2014).

5. Gülen, G., Browning, J., Ikonnikova, S. & Tinker, S. W. Energy 60, 302–315 (2013).

6. Weijermars, R. Appl. Energy 124, 283–297 (2014).

7. Kaiser, M. J. & Yu, Y. Oil Gas J. 112 (3), 62–65 (2014).

8. Hughes, J. D. Drilling Deeper (Post Carbon Institute, 2014); available at http://go.nature.com/o84xwk.

9. Cook, T. & Van Wagener, D. Improving Well Productivity Based Modeling with the Incorporation of Geologic Dependencies (EIA, 2014); available at http://go.nature.com/dmwsdd.

10. US Energy Information Administration Technically Recoverable Shale Oil and Shale Gas Resources (EIA, 2013); available at http://go.nature.com/mqkmwx.

11. Assessment of Shale Gas and Shale Oil Resources of the Lower Paleozoic Baltic–Podlasie–Lublin Basin in Poland — First Report (Polish Geological Institute, 2012); available at http://go.nature.com/lw8fg7.

El mayor defecto de la raza humana y el bastón de hockey

El difunto Dr. Albert Bartlett, profesor de Física en la Universidad Colorado en Boulder, era mundialmente famoso por su disertación sobre el crecimiento exponencial. Millones de personas han visto su charla en YouTube. Una notable cita de ella es la esta: «El mayor defecto de la raza humana es nuestra incapacidad para comprender la función exponencial».

Una cuestión de importancia crítica es si muchos de economistas, políticos e incluso científicos de hoy en día entienden realmente el crecimiento exponencial o si son conscientes de las graves consecuencias de no entenderlo. Inspirándome en el Dr. Bartlett, intentaré ofrecer unos ejemplos ilustrativos. Empezaré con un viejo cuento cuyo nacimiento unos sitúan en China, otros en Persia y no pocos en Arabia.

Cuentan que el gran visir, el primer consejero del rey, había inventado un nuevo juego. Se jugaba con piezas móviles sobre un tablero cuadrado formado por 64 casillas blancas y negras. El rey se sintió tan complacido con el nuevo juego que pidió al gran visir que pidiera una recompensa por tan maravillosa invención. El avispado visir ya tenía la respuesta preparada. Él era un hombre modesto y se conformaba con una modesta gratificación. Señalando las ocho columnas y las ocho filas de casillas del tablero, solicitó que le entregase un solo grano de trigo por la primera casilla, dos por la segunda, el doble de eso por la tercera y así sucesivamente hasta que cada casilla recibiese su porción de trigo. No, replicó el rey, ese era un mísero premio para una invención tan importante. Le ofreció el oro y el moro. Pero el humilde visir  lo rechazó todo. Sólo le interesaban aquellos montoncitos de trigo. Así que, maravillado de la austera humildad de su consejero, el monarca accedió.

Cuando el senescal empezó a contar los granos, el rey se encontró con una desagradable sorpresa. Al principio el número de granos de trigo era bastante pequeño: 1, 2, 4, 8, 16, 32, 64, 128, 256, 512, 1024, pero en las cercanías de la sexagésima cuarta casilla las cifras eran asombrosas: De hecho, el número final rondaba los 18,5 trillones de granos. ¿Qué cuánto pesan esos granos de trigo? Si cada grano mide un milímetro, todos juntos pesarían unos 75.000 millones de toneladas, mucho más de lo que podían contener los graneros del shah. De hecho, es el equivalente de la producción actual de trigo en todo el mundo multiplicada por 150.

Veamos ahora el cálculo que debería haber hecho el rey antes de picar en el anzuelo de su visir. No se asuste. Es un cálculo muy fácil. Una manera perfectamente exacta de calcularlo es la siguiente: El exponente nos dice cuántas veces tenemos que multiplicar 2 por sí mismo. 2² = 4. 2⁴ = 16. 2¹⁰ = 1 024, etc. Llamemos S al número total de granos del tablero de ajedrez, desde 1 en la primera casilla a 263 en la sexagésima cuarta. Entonces, sencillamente,

S = 1 + 2 + 2² + 2³ +. . . + 2⁶² + 2⁶³

Multiplicando por dos ambos términos de la ecuación, resultará

2S = 2 + 2² + 2³ + 2⁴ +. . . + 2⁶³ + 2⁶⁴

Restando la primera ecuación de la segunda, tenemos

2S – S = S = 2⁶⁴ – 1

Esa es la respuesta exacta: 18,6 trillones de granos en números redondos. Podía haber sido peor: Si el visir hubiera inventado un ajedrez con cien casillas en vez de 64, la deuda en granos de trigo habría pesado tanto como la Tierra. Una sucesión de números como esta, en la que cada uno es un múltiplo fijo del anterior, recibe el nombre de progresión geométrica, y el proceso se denomina crecimiento exponencial. 

Los crecimientos exponenciales aparecen en toda clase de ámbitos importantes, familiares o no. Habitualmente se nos presentan en forma de porcentajes. Veamos el caso del crecimiento anual en un determinado porcentaje.  En estos casos, aunque el crecimiento exponencial se puede describir mediante una fórmula matemática, es más fácil entenderlo usando la sencilla «Regla del 70».

Figura 1

Esa regla dice cuánto tiempo tarda una determinada magnitud en duplicarse (el «tiempo de duplicación»). Se trata simplemente de dividir 70 por la tasa de crecimiento porcentual. 
La ley del 70 dice que a un 1% de crecimiento por año, tardará 70 años en producirse la duplicación, ya sea de dinero, población u otra variable.  Siguiendo el mismo razonamiento al 2% va a tomar (70/2=) 35 años. Al 3% va a tomar (70/3=) 23 años duplicarse y así sucesivamente. Por ejemplo, si  China tiene una tasa de crecimiento económico anual del 7%, ¿cuánto tiempo tardará la economía China en duplicar su tamaño? De acuerdo con la «Regla del 70», 70/7 = 10, lo que significa que la economía de China se duplicará en sólo 10 años. De hecho, la economía de China creció así entre 2000 y 2010.

Curiosamente, eso también significa que, durante los primeros diez años de este siglo, la economía de China tuvo más outputs, es decir, produjo más de lo que lo había hecho en toda la historia anterior del país. Durante la primera década de este siglo, China consumió tanto petróleo como lo había hecho durante todo el siglo anterior. Si el crecimiento de China continuara al mismo ritmo su consumo de petróleo debería crecer desde los 9,3 millones de barriles diarios (Mb/d) en 2010 a 18,6 Mb/d en 2020. Ese aumento es mayor que todo el petróleo exportado actualmente por Arabia Saudita.

Apliquemos ahora la regla del 70 al caso de una piscina de dimensiones modestas, pongamos de 250.000 litros de capacidad, como la que suelen tener las piscinas de los hoteles. Una gota de agua tiene un diámetro de entre 2 y 4 milímetros. Vamos a elegir una gota con un volumen de 10 milímetros cúbicos, (es decir, 1 x 10-8 m³). Eso significa que un litro de agua contendrá 100.000 gotas. Imagine ahora la piscina vacía, pongamos un cubo de fregar en el fondo y, con la ayuda de un cuentagotas, vamos echando gotas cada vez más rápido. Echamos una gota en el primer minuto, dos gotas en el segundo, cuatro gotas en el tercero y así sucesivamente. En el minuto diez serán 1024 gotas. Hagamos un par de preguntas:

1. ¿Cuánto tiempo pasará hasta que el cubo esté lleno?

2. ¿Cuándo se llenará completamente la piscina?

Las respuestas son 41 minutos y 52 minutos, respectivamente. El cubo tardará casi tres cuartos de hora en rebosar, pero la piscina se llenará en tan solo 12 minutos más. El crecimiento exponencial ocurre sin importar el período de tiempo que elijamos. Recuerde, la tasa de crecimiento anual del 7% de China hizo que su economía se duplicará en tan solo 10 años. Si pensamos en la piscina como la representación de un recurso limitado (por ejemplo, de las reservas mundiales de petróleo) nos daremos cuenta de que cualquier forma de crecimiento exponencial que consuma un recurso finito tendrá un final espectacular. Por lo tanto, es fundamental que comprendamos que el recurso depende del crecimiento. Si queremos continuar creciendo tenemos que encontrar otro recurso para reemplazar a cualquier recurso esencial que se haya vuelto limitado y el nuevo recurso tendrá que ser mucho más abundante que el anterior. E incluso si el nuevo recurso es más abundante que el anterior, habrá problemas si no se puede explotar tan rápidamente y al mismo coste. La velocidad a la que pueden ser consumidos los recursos se vuelve crítica.

Figura 2. Fuente

La curva de la Figura 2 muestra el rápido aumento que se conoce habitualmente como el «bastón de hockey», cuyo ejemplo más conocido es el que muestra el crecimiento de la población humana. Si nos fijamos en la población mundial desde hace miles de años hasta hoy veremos un perfecto «bastón de hockey». Así que es obvio que se avecina un período crítico. El globo terráqueo tiene una capacidad limitada para producir alimentos y, por tanto, hay un límite para el número de personas que puede alimentar.

Figura 3. Fuente

Otro interesante «bastón de hockey» es el crecimiento de la deuda anual de Estados Unidos y de la deuda en relación con el crecimiento económico (Figura 3). Hasta el año 2005, el crecimiento económico que facilitó el dinero prestado fue suficiente para compensar el aumento del nivel de la deuda. Desde 2002, el año en el que el presidente Bush asumió el poder en los Estados, la deuda creció un 9,3% al año. 

Acabamos de aprender que el crecimiento exponencial puede tener consecuencias. Si la deuda sigue creciendo como lo hizo desde 2002 hasta el año 2013 ascenderá a más de 30 billones de dólares en 2020. La relación entre el PIB y la deuda nacional muestra que los Estados Unidos están en declive, y que el país está tan endeudado como lo estaba después Segunda Guerra Mundial. Esto significa que la era del crecimiento exponencial de la economía de Estados Unidos está probablemente tocando a su fin.

Ahora que es consciente usted de los «bastones de hockey» que acabo de exponer, es de esperar que se convierta en uno de los millones de espectadores que han visto la conferencia del Dr.Albert Bartlett en YouTube y recuerde:

«El mayor defecto de la raza humana es nuestra incapacidad para comprender la función exponencial».

El fracking y la estrategia de la tres erres: Rigs, Rednecks and Royalties (Pozos, paletos y derechos de arrendamiento)

A base de convertir el suelo en un colador con la connivencia de Wall Street, decenas de empresas en Estados Unidos se han hecho ricas con el fracking. Hasta que el desplome del precio del petróleo ha sacado a la superficie el talón de Aquiles de estas compañías: los bonos basura que las financiaron y que ahora están generando una sangría de pérdidas.

«El cheque hizo su trabajo», clamaba el orgulloso Harold Hamm a los cuatro vientos durante una reciente entrevista en Squawk Box, uno de los programas estrella de la CNBC, el canal financiero de cabecera de muchos inversores estadounidenses. Hamm, CEO de la empresa Continental Resources y considerado uno de los pioneros del fracking en Estados Unidos, se refería así al jugoso cheque de casi 975 millones de dólares con el que ponía fin a su matrimonio de 26 años con la abogada Sue Ann Arnall.

El cheque no hizo más que estrangular aún más a Continental Resources, la compañía que él mismo fundó en 1967 tras sus humildes orígenes y que entre ambos (dice la exesposa) o él solito (sostiene Hamm), habían convertido durante más de dos décadas en un imperio que más bien está demostrando ser un castillo de naipes expuesto a los vaivenes del precio del petróleo si tenemos en cuenta que la masiva participación de Hamm en Continental Resources ha perdido más del 60% de su valor en los últimos seis meses. Y es que la volatilidad en los precios delcrudo, que han llegado a recortar hasta un 50% de su valor desde el pasado mes de junio, ha puesto contra las cuerdas a los magnates del sector energético como este potentado de Lexington, Oklahoma.

Sin embargo, hasta el pasado mes de junio, cuando el barril de Brent tocaba techo en los 115 dólares, «Cowboyistán», como el propio Hamm ha llamado a las operaciones que incluyen desde el campo de Bakken, Dakota del Norte, hasta los campos Permian y Eagle Ford en Texas, se perfilaban como el motor que ha impulsado el ímpetu del crudo de lutitas obtenido por fracking en la mayor economía del mundo. O al menos así lo expresaba el magnate en un discurso en la última conferencia organizada por la Sociedad de Ingenieros de Petróleo, en Oklahoma City a comienzos de marzo, en el que explicó la que él considera la fórmula del éxito, la de las tres erres: «Rigs, Rednecks and Royalties» (plataformas de extracción, paletos y derechos de propiedad de terrenos). Debería haber incluido también el alza del petróleo hasta hace unos meses.

Ahora bien, el boom del gas y el crudo de lutitas en Estados Unidos ha sido posible gracias a la concesión de crédito a las exploradoras y productoras de petróleo. Esta financiación no solo ha sido producto de las inversiones de accionistas y bancos tradicionales, sino también gracias a la emisión de cientos de miles de millones en bonos basura que han atraído a los tiburones de Wall Street en busca de una codiciosa rentabilidad. La deuda basura en el sector energético alcanza ya los 210.000 millones de dólares, lo que supone el 16% del mercado de bonos de alto riesgo, que en estos momentos mueve alrededor de 1,3 billones de dólares. Este incremento es considerable si observamos que hace una década la deuda del sector energético solo representaba un 4%. En solo diez años, esta cifra se ha triplicado.

Si rascamos en las cuentas de Continental Resources, vemos cómo el ratio de deuda neta con respecto al capital de la compañía pasó del 118,6% en el primer trimestre de 2014 hasta terminar el año en el 177,6%. Y desde el arranque del 2015, las distintas petroleras estadounidenses han anunciado sus intenciones de reducir sus operaciones de fracking, con ConocoPhillips, la mayor compañía de exploración y producción del país, recortando su inversión de capital en un 20% y retrasando multitud de proyectos en este negocio.

Esto supone la mayor reducción en la perforación de la historia del país y lastra el recuento total de pozos operativos hasta niveles no vistos desde hace más de cuatro años. Goldman Sachs estima que en los nuevos pozos de crudo y gas donde no se ha firmado una inversión definitiva, no serán viables con un barril por debajo de los 70 dólares.

Pozo de fracking en Polonia. Foto: Bloomberg

En realidad, buena parte del renacer energético de Estados Unidos está basado en un desorbitado aumento de lo que los expertos consideran como deuda basura, debido a su alto riesgo de impago. De hecho, este tipo de bonos ha sido tan vital para la industria como los propios avances tecnológicos que han permitido la fracturación hidráulica. Desde el banco británico Barclays Bank indican que mientras el mercado de deuda de alto rendimiento ha duplicado su tamaño desde finales del año 2004, la deuda basura emitida por compañías de exploración y producción de crudo se ha multiplicado por nueve.

Desde febrero de 2014 hasta ahora, casi una decena de exploradoras y productoras se han visto obligadas a cerrar sus puertas acogiéndose a la reestructuración de pagos o quebrando por completo. Entre ellas destaca WBH Energy, con sede en Austin, cuya situación financiera se volvió irreversible a comienzos de año después de que uno de sus acreedores se negase a prestarle más dinero. El agujero en sus cuentas oscila entre los 10 y los 50 millones de dólares, de acuerdo con los datos facilitados por la empresa.

Previamente, Endeavour International Corp, una exploradora con operaciones en Estados Unidos, tuvo que pedir protección legal contra sus acreedores al no poder costear el pago sobre los intereses de su deuda después de reducir su producción hasta 9.500 barriles de crudo diario el pasado mes de agosto. Otras víctimas mortales incluyen Marion Energy, Buccaneer Energy Limited o Lexico Resources International Holdings.