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El yacimiento petrolífero Carioca en las costas de
Brasil a la luz de la desinformación mediática y la
especulación bursátil
La última gran esperanza negra
Por Pedro Prieto
Tlaxcala, 07/07/08 (*)
La prensa mundial, especialmente la occidental y en
concreto la prensa económica, ha resaltado en grandes
titulares la noticia del hallazgo de un campo petrolífero
gigante en la plataforma continental marina de Brasil.
Es una concesión de una serie de bloques o zonas
asignadas para la exploración, sobre la que no se han
ofrecido muchos datos técnicos y en la que estaban al
parecer involucradas la empresa brasileña Petrobrás, la
española Repsol–YPF y la sociedad británica British Gas.
La prensa de cada país involucrado (se creen involucrados,
cuando las sedes sociales de estas gigantescas
multinacionales están en un determinado país y tiene vínculos
muy estrechos con el poder político de la nación en la que
residen) ha jaleado los descubrimientos, como algo
verdaderamente impresionante. Hasta el punto de que las
bolsas han tenido vaivenes importantes.
Desde luego, si se verificase sería el mayor
descubrimiento de un yacimiento en varias décadas y torcería,
de alguna manera, la tendencia observada en todo ese tiempo
a una disminución paulatina, pero inexorable de los volúmenes
de petróleo descubiertos en el mundo, mientras el consumo
mundial sigue un ascenso imparable.
El cenit del petróleo y su afectación
Esta tendencia fue subrayada, hace ya ahora una década,
por Colin Campbell y Jean Laherrere, dos importantes geólogos
del petróleo, quienes publicaron, en la revista Investigación
y Ciencia un famoso artículo titulado "El fin del petróleo
barato", que incidía en el problema que iba a
representar para la humanidad el llegar a los límites máximos
de la producción de un líquido vital como el petróleo,
dadas las lógicas y evidentes limitaciones físicas y geológicas
de todo bien finito, que ha tardado decenas de millones de años
en formarse bajo el suelo a presiones y temperaturas geológicas
y que el hombre va a esquilmar, con la voracidad proverbial
de la sociedad industrial y capitalista en perpetuo
crecimiento, en apenas doscientos años.
Por una regla de tres elemental, para la que no hacen
falta conocimientos de ingeniería o de economía profundos,
no se puede consumir el petróleo que no se descubre. Se
sabe que bastantes países productores han pasado por un
aumento gradual de los descubrimientos petrolíferos, hasta
que han llegado a un cenit de los mismos. Como consecuencia
de no encontrar ya más campos, o de encontrarlos más pequeños
y producir (en realidad es "extraer") más de lo
que se descubre, el cenit de la producción llega unos 30 ó
40 años más tarde.
Sabemos que eso ha pasado en EE. UU. en el Mar del Norte,
en Kuwait, en Indonesia (curioso país que sigue en la OPEP
por una inercia incomprensible y sin embargo ya es
importador neto) y en unas decenas de países más.
Y estábamos viendo que el mundo en su totalidad, que el
planeta en su conjunto, había llegado al cenit de sus
descubrimientos en los años 60 del siglo pasado. Y no hemos
querido extraer conclusiones de este hecho relevante.
Los científicos y expertos que sí quisieron ver,
crearon la Asociación para el Estudio del Cenit del Petróleo
(ASPO, por sus siglas en inglés, ver www.peakoil.net) que
luego se extendió para analizar la llegada al cenit de la
producción mundial de gas, que va pocos años o escasas décadas
después que el petróleo.
Los datos que ofrecieron en su día, se han ido
actualizando a medida que la industria del sector ha ido
soltando los que tan celosamente guarda, pero sin que ello
haya hecho variar sustancialmente la predicción de estos
científicos de que el cenit ya lo tenemos encima (entre
ahora y el 2010) para el petróleo y puede estar una década
o dos más adelante para el gas, según las cantidades que
de éste se vayan utilizando para reemplazar al petróleo en
las funciones en que esto sea posible.
En España la Asociación para el Estudio de los Recursos
Energéticos (AEREN) representa a esta asociación, y
publica estudios e informes en su página web
www.crisisenergetica.org. ASPO ya dispone de entidades
nacionales, todas ellas sin ánimo de lucro, en países tan
importantes como los EE. UU., China, el Reino Unido,
Francia, España, Portugal, Italia, Irlanda, Bélgica,
Noruega, Dinamarca, Suecia, Sudáfrica, Egipto, Japón,
Suiza, Hungría, Finlandia, Australia, Holanda.
Este grupo de científicos y geólogos tienen como único
nexo de unión su preocupación por la llegada a este
momento histórico para la humanidad. Porque para este
modelo de sociedad, no es tan importante cuando se acaba el
petróleo o el gas, sino mucho antes. Es justo en el momento
en que la geología y la realidad física hace llegar la
extracción del recurso a un tope máximo, después del
cual, sólo queda una inexorable disminución de la producción,
lo que chocará necesariamente con el crecimiento económico
(y por tanto de consumo energético) que demanda la sociedad
industrial y capitalista, que lo supone automático e
infinito, ya que no hay energías alternativas a la vista
para rellenar el abismo creciente de una previsible caída.
Más de 55 países productores de petróleo del mundo ya
han pasado este momento en sus respectivos lugares y se
encuentran en declive de producción o en franco declive.
Ese declive sigue la forma aproximada de una curva de
campana, con ligeras variantes debidas a hechos políticos o
económicos de cierta relevancia que la pueden alterar en
algo; de todas formas, nunca es una caída vertical, que
viene al fin de una producción estable o plana. Pero ese
momento del cenit es muy delicado e importante para la
Humanidad. Se conoce también, por tanto, con bastante
precisión, cuánto de rápido caen la producción de los
yacimientos y países que ya están en declive: es entre un
4 y un 12% menos a cada año que pasa, según el tipo de
campo y sobre todo, la forma más o menos racional o
irracional de la explotación que ha llevado.
M. King Hubbert fue el primer geólogo que detectó, en
su propio país, que la producción de los yacimientos de
petróleo seguía una curva en forma de campana. Observando
la tendencia de pozos individuales y yacimientos locales en
varios lugares de los EE. UU., dedujo, ya en los años
cincuenta del siglo pasado, que los EE. UU., entonces el
primer productor, consumidor y exportador del mundo, llegarían
al cenit de la producción hacia el año 1970.
Aunque Hubbert fue motivo de muchas burlas y críticas,
mientras se proyectaban películas como "Gigante",
sobre la aparente e ilimitada abundancia de este
combustible, pocos años después de 1970, se verificó lo
acertado de su predicción y que esa curva era un modelo que
predecía con bastante exactitud el comportamiento y las
limitaciones de la producción de un bien limitado y finito.
Ni toda la tecnología de los EE. UU., ni todo el poder
financiero (el papel moneda no puede sacar bienes físicos
de donde no los hay), han podido evitar que hoy los EE. UU.
se encuentren en la lamentable situación de tener que
importar cerca del 70% del petróleo que consumen;
porcentaje que aumenta a ojos vista cada año.
Con posterioridad a Hubbert, se han desarrollado otras técnicas
de "linearización" de las curvas de Hubbert o las
llamadas "curvas de descremado", que siguen en
discusión entre geólogos y economistas sobre su grado de
precisión y valor predictivo, mientras el petróleo sigue
subiendo y costando cada vez más trabajo de extraer.
La inminente llegada al cenit de la producción del petróleo,
será el primer momento histórico en que un combustible
disminuye en su producción, a nivel global y sin remisión.
Sin que haya esquina alguna del mundo por explorar que
permita albergar esperanzas de producir más. En todo caso,
de reducir algo la brecha que crecerá entre la demanda
creciente y la oferta menguante.
Es por eso, por lo que el descubrimiento del
"gigafield" o campo gigante de petróleo en
Brasil, ha hecho volcar sobre los científicos de ASPO las
miradas recriminatorias o en el mejor de los casos
condescendientes, en el sentido de que queda mucho por
descubrir y que estaban equivocados en sus predicciones, que
muchos tildan de catastrofistas. Nada más lejos de la
realidad. Se define como "gigafield", según quien
lo hace, un campo que tiene entre 500 y 1.000 millones de
barriles, o del que se puede extraer un flujo de al menos 1
millón de barriles diarios.
ASPO siempre ha asegurado que el mundo no está todavía
descubierto en su totalidad, en cuanto a recursos petrolíferos.
En términos generales y con el conocimiento profundo que
dan más de 150 años de actividad científica exploradora,
se ha aprendido mucho. Las tecnologías exploratorias han
mejorado enormemente. Y los geólogos y geofísicos saben
con bastante exactitud en qué lugares puede haber
"posibilidades" ("prospects") y en cuáles
se tira el dinero si se explora, aunque pueda haber raras
excepciones que no hagan sino confirmar esta regla. Y ASPO
dice que cree puede quedar por descubrir en el mundo
aproximadamente un 10% de todo el petróleo descubierto y
clasificado como reservas probadas.
Dado que las reservas probadas andan por los dos billones
de barriles, de los que ya se ha extraído un billón, con
el descubrimiento último de Brasil, si se llega a
confirmar, estaríamos hablando de aproximadamente un 6% de
lo que queda por descubrir, aunque calcular la cifra exacta
es un ejercicio fútil. Lo importante son los órdenes de
magnitud y conocidas las grandes cuencas petrolíferas de
todo el mundo, el orden de magnitud no es posible que se
escape.
La evolución de las últimas décadas hacia el petróleo
no convencional así lo prueba. Según algunas notas de
prensa, se trataría de la tercera mayor reserva petrolífera
del mundo y podría alcanzar los 33.000 millones de barriles
de petróleo.
Desde un punto en los años ochenta del siglo pasado, el
mundo descubre cada año menos petróleo del que consume y
los últimos años la diferencia se había ido agradando y
había llegado a ser tan escandalosa, que casi nadie quería
saber de ella. Los últimos años, a pesar de un aumento
considerable de los esfuerzos exploratorios, aplicando las más
modernas tecnologías sísmicas en 4 dimensiones, los
descubrimientos anuales venían siendo entre 4 y 6 veces
menos que lo que se consumía en el mismo tiempo de las
reservas conocidas o probadas. Esto es, en palabras del geólogo
Mariano Marzo, estábamos empeñando las joyas de la abuela
para ir tirando.
Para poner las cifras en su adecuado contexto, algo que
la prensa económica suele difuminar a conveniencia, la
cantidad máxima supuestamente descubierta en el bloque
BM–S–9, llamado Carioca, bajo una capa de agua del Océano
Atlántico de más de 2.000 metros, representaría el
consumo mundial de petróleo de un año, ya bien por encima
de los 30.000 millones de barriles. Es más o menos el
resultado de multiplicar los 85 millones de barriles diarios
que se produjeron en promedio.
Curvas
de producción de gas y petróleo prevista por la ASPO sobre
la base de los datos de 2007
También para aclarar la importancia de los
descubrimientos de petróleo hay que considerar determinadas
características que no siempre la prensa destaca y tienen
su importancia en la valoración adecuada de los mismos.
1. Petróleo convencional y no convencional
El llamado petróleo convencional es el que se encuentra
generalmente en tierra o muy cercano a la costa a
profundidad de menos de 500 m. bajo la superficie del mar,
en zonas accesibles a profundidades razonables y con unas
ciertas calidades que luego se pueden procesar con cierta
normalidad en refinerías e instalaciones existentes. Desde
el año 2006, este petróleo, que supone unos 66 millones de
barriles diarios de producción, ha llegado a su cenit máximo
de producción y está en una meseta con clara tendencia a
la baja. El declive, se va compensando a duras penas, con lo
que algunos geólogos denominan petróleo "no
convencional" y en esta consideración se encuentra el
petróleo que se ha empezado a buscar en lugares menos
accesibles y rentables, para satisfacer una demanda que no
se podía cubrir con el convencional.
No existe un consenso en la definición de petróleo
"convencional" y Colin Campbell utiliza el término
petróleo regular (hoy en 66 millones de barriles diarios),
de la misma manera que Jean Laherrère habla de crudo menos
petróleo extra pesado (72 millones de barriles diarios).
Caruso describió el término "petróleo" el 11 de
junio de 2008 de
la siguiente forma en sus declaraciones a Comité de
Representantes del Congreso estadounidense:
“Las discusiones sobre las perspectivas a largo plazo
del petróleo y de los combustibles líquidos deben basarse
sobre un conjunto de definiciones claras. La Tabla 1 de mi
testimonio indica las cantidades globales estimadas de seis
categorías de combustibles líquidos en el 2006. Utilizamos
el término "petróleo" para referirnos a las
primeras cuatro categorías: petróleo crudo convencional y
condensados, líquidos de planta de gas natural, ganancias
en refinerías, y petróleo crudo no convencional.
Utilizamos el término "líquidos" para referirnos
a "petróleo" más biocombustibles y combustibles
líquidos fabricados usando carbón (CTL) o gas natural
(GTL) como materia prima. También diferenciamos el petróleo
crudo convencional del petróleo crudo no convencional. El
petróleo crudo convencional viene de depósitos subterráneos
cuyas propiedades de la roca depósito y las características
del petróleo crudo le permiten al petróleo fluir fácilmente
en un pozo vertical. El petróleo crudo no convencional es
un petróleo que, dadas las características de la roca depósito
o del fluido, no se puede extraer fácilmente en pozos
verticales, inclusive las arenas bituminosas canadienses, el
petróleo de esquistos, y el petróleo bruto muy pesado (por
ejemplo, el petróleo bruto Orinoco de Venezuela).”
Estas diferencias son importantes porque la participación
del petróleo crudo convencional en el total del suministro
de combustible líquido, que era de 84 por ciento en el
2006, se piensa que va a disminuir a 62 por ciento y 74 por
ciento del suministro total de combustible líquido en el
2030 en los dos casos de análisis discutidos más atrás en
este testimonio.
Así, en 2007, en petróleo "no convencional"
se produjo más del 22% del petróleo mundial: 19 de los 85
millones de barriles diarios de petróleo difícil o
"no convencional", de la siguiente forma:
· El 4,5% o unos 3,9 millones de barriles diarios de
petróleos pesados o extrapesados (arenas asfálticas de
Canadá, esquistos bituminosos como los de Venezuela y demás)
· El 7,6% o unos 6,5 millones de barriles diarios de
aguas profundas. Se catalogan como aguas profundas las que
tienen láminas de agua de más de 500 m. en los mares y océanos
y exigen un esfuerzo tecnológico a veces ímprobo. Este es
el caso de las plataformas del Golfo de México o las de
golfo de Guinea y ahora las reclamadas de las costas de
Brasil.
· El 1% o 900.000 barriles diarios se extrajeron de
zonas polares. Se considera petróleo "polar" el
que se tiene que extraer por encima del círculo Polar,
dadas las dificultades extremas del intento.
· Y el 9% o unos 7,7 millones de barriles diarios, son
el resultado de licuar determinados gases combustibles para
dotarles de un uso más versátil. Este es un hecho muy
relevante, porque muestra la otra gran debilidad del petróleo
convencional y la necesidad que ha tenido la demanda mundial
de apoyarse, cada vez con más fuerza, en el licuado de
gases en refinerías, mediante costosos y complejos procesos
para desviar los líquidos resultantes a una sociedad que
demanda cada vez más combustible de todo tipo, pero el líquido
sobre todo, que mueve más del 90% del transporte mundial.
Esto es un claro indicativo de las dificultades
crecientes que tiene el sector para encontrar suficientes
yacimientos en las zonas más accesibles y cómo este límite
geológico ha forzado a la industria a irse a lugares cada
vez más difíciles e inaccesibles.
2. Cálculo de probabilidades
En el mundo de las reservas y de la producción de petróleo
hay, además, varios factores importantes a considerar. En
primer lugar está la valoración de las mismas. La
industria describe las reservas como P5, P50 ó P95, según
el grado de probabilidad teórico, en porcentaje, de
encontrar el petróleo que se supone. Por ejemplo, el
extremadamente optimista United States Geological Survey
(USGS), estima que las reservas probadas pueden ser de hasta
3,8 billones de barriles, pero añade a continuación que
con un 5% de probabilidad. Son 3 billones de barriles para
un 50% de probabilidad. Y concluye que cree que hay 2,2
billones (muy cerca de los dos billones que calculan la
mayoría de las fuentes) con un 95% de probabilidad.
También se las describe como P, PP ó 2P y PPP ó 3P.
Que son Proven (probadas), Proven+ Probable (Probadas más
probables) y Proven+ Probable+Possible
(probadas+probables+posibles) en categorías decrecientes de
probabilidad de que se den cuando se exploran o desarrollan.
Otra forma de clasificar el petróleo es la siguiente:
"petróleo inicialmente en el sitio" (OIIP, o Oil
Initially in Place), otra el factor de recuperación que dará
una idea del Recurso Finalmente Recuperable (URR o
Ultimately Recoverable Resource), que son datos de valoración
geológica que ayudan a precisar algo más el estado y la
viabilidad de recuperación del recurso del subsuelo. Baste
saber que de las reservas en el sitio, en muchos pozos no se
puede pasar, por razones físicas (porosidad, tipo de roca,
presión, etc.) de porcentajes de recuperación de entre
apenas el 1% para los depósitos compactos fracturados hasta
el 85% para depósitos muy porosos y permeables.
En el pasado, los geólogos y las empresas del petróleo
solían ser muy conservadoras a la hora de valorar sus
descubrimientos y generalmente lo hacían por debajo de lo
que pensaban extraer, una vez bien medida la dimensión y
estructura del campo. La forma de hacerlo consistía en
realizar la exploración en la zona cuya formación geológica
parecía con posibilidades y una vez descubierto algo con
alguna de las perforaciones (dry hole, o "agujero
seco" para las que no descubrían nada), se medía
calidad, densidad, profundidad, tipo de roca, anchura del
yacimiento y varios datos más. Luego se iba pinchando en
zonas circundantes, hasta delimitar el campo. Si el campo
era de una cierta magnitud, se hacían muchas exploraciones
antes de terminar de delimitarlo; de ver si estaba
fracturado o era discontinuo o no y demás. Y finalmente, se
catalogaba como "reserva probada", dejando como
probable posibles espacios intersticiales o cercanos, con
probabilidades y cercanos que no habían sido pinchados.
La naturaleza del petróleo no convencional, como en el
caso de Brasil, o de petróleos polares, está rompiendo
estas buenas prácticas de delimitar, antes de declarar con
certeza una posible cifra, con la mayor precisión posible,
debido al altísimo coste, económico y energético, de las
plataformas marinas o polares de exploración, sumado a la
presión de la industria, que cada vez tiene que aparentar más
ante el mundo financiero para seguir teniendo la necesaria
credibilidad con que dotarse de fondos.
No obstante, conviene considerar que las estimaciones de
los consultores que proveen los datos técnicos (IHS, WM)
son hechas sobre valores esperados (reglamentos SPE/WPC) o
2P y no sobre los reglamentos de la Securities Exchange
Commission (SEC). Hay que tener cuidado de no confundir los
datos financieros públicos (SEC) o políticos (OPEP) con
los datos técnicos confidenciales usados por los
operadores.
El mundo adolece hoy, paradójicamente, más que en el
pasado, de publicaciones fiables sobre el grado de
certidumbre de prospecciones, descubrimientos, grado de
agotamiento de los existentes y demás, cuando las
exploraciones estaban en manos exclusivamente de las
"grandes hermanas" aquellas siete grandes empresas
capitalistas del petróleo, a las que casi nadie disputaba
su supremacía tecnológica. ¡Qué tiempos en los que se
termina echando de menos una cierta seriedad contable y
científica de las grandes multinacionales capitalistas del
petróleo!
3. Nunca segundas partes fueron buenas
Cabe señalar que el tipo de petróleo extraído lleva
aparejadas dificultades diversas a la hora de ponerlo como
combustible líquido en el mercado. La calidad del recurso
es siempre vital. En este sentido, conviene no confundir los
recursos (lo que está presente en el subsuelo) con las
reservas (lo que se espera producir).
En un debate reciente entre el economista Michael Lynch y
los representantes de ASPO USA, éstos argumentan, para
sustentar sus análisis, que en general, dado que el hombre
tiene una cierta inteligencia, se tienden a explotar primero
los campos más jugosos; esto es, los más grandes, más
superficiales, con mayor presión interna (eso ahorra mucho
en bombeos e inyecciones) y de menor contenido en
contaminantes, como el azufre, que se mide en diferentes
grados de acidez o la densidad del mismo (petróleos ligeros
o pesados) que se mide en grados API (por el American
Petroleum Institute, que dio el estándar para medir ese
valor), referidos a la densidad del agua (10°API).
Estos factores son importantes, porque exigen más
trabajo y coste en refinerías que puede no estén
preparadas para ello. Exige cantidades crecientes de energía
para dejar la misma cantidad de líquido combustible en una
gasolinera, al servicio de la sociedad, si se trata de
campos de peor calidad, que son los que van quedando.
Y conviene recordar, aunque haya economistas que nieguen
que el cenit de la producción de petróleo se suele
producir, más o menos, hacia la mitad de la extracción
posible del recurso, con posibles variantes y asimetrías
debidas a causas varias, que una vez llegado a ese cenit, en
el caso del mundo, la segunda mitad de la era del petróleo
se va a hacer, como hemos visto antes, cada vez más, con
petróleos en yacimientos más lejanos, más profundos y más
pequeños, que exigirán el mismo movimiento de maquinaria
prospectiva para obtener menos recursos fósiles; esto es,
en definitiva, menos accesibles, con extracciones de peor
calidad, que exigirán mayor gasto económico y sobre todo,
energético, dejando menor energía neta entregada al final
a la sociedad por el mismo esfuerzo.
Si por un lado los avances tecnológicos son, hay que
reconocerlo, impresionantes, por el otro, indican la
fragilidad que los acompaña. Veamos algunos ejemplos.
Técnicas de mejora
En los grandes campos ya existentes (se utiliza para
ellos la expresión "maduros", que significa
antiguos y muy explotados), es están utilizando técnicas
variadas para intentar extraer el máximo posible a la mayor
tasa posible de extracción, porque el mercado tiene una
demanda feroz que empieza a superar a la oferta, como ya
reconocen abiertamente, por ejemplo, en el diario El País
de 13 de abril, donde se dice textualmente:
“La demanda de crudo se espera que crezca a una media
de 87,5 millones de barriles al día, según la AIE, que en
este momento no cree necesario que se deba recurrir a las
reservas estratégicas para reducir el precio. Las
petroleras creen que en la situación actual no es posible
pensar que el suministro de petróleo pueda alcanzar los 95
millones, por el simple hecho de que no hay suficientes
reservas ni capacidad de producción. Con lo que la demanda
podría superar la capacidad de suministro más pronto que
tarde.”
En estas condiciones, los grandes productores recurren a
muy sofisticadas y costosas (siempre hablando en términos
energéticos más que económicos) técnicas con resultados
dispares. Entre otras, las de tipo "Enhanced Oil
Recovery" o mejoras en la recuperación de ese petróleo
que decíamos se suele quedar bajo tierra, porque cuesta más
dinero o energía extraerlo que el que o la que proporciona.
Las perforaciones horizontales de pozos, para llegar a
capas a las que antes no se llegaba es una de ellas. Otra es
la inyección de gas o agua, generalmente salada, en los
pozos para aumentar la presión decreciente que va habiendo
a medida que se extrae el recurso de un espacio, llamada
recuperación secundaria y que es la regla en todos los
campos modernos desde el principio de la producción,
mientras que la recuperación terciaria (EOR) se realiza en
la etapa final de la producción. Aparte del coste extra que
suponen estas complejas técnicas, en algunos casos están
probando que, a la larga, han podido ser pan para hoy a
hambre para mañana. El especialista en inversiones petrolíferas
y multimillonario usamericano Matthew Simmons, presidente de
Simmons & Company Internacional, sugiere que el
"water cut" o nivel del agua inyectada de algunos
yacimientos importantes de Arabia Saudita, si bien ha
permitido inicialmente aumentar la tasa de recuperación, al
llegar el agua a determinados niveles del yacimiento, puede
cegar (o de hecho ha cegado) las perforaciones y hacer que
la producción en ellas caiga de repente.
Petróleo en minería, en vez de en perforación
Extraer petróleo pesado en Canadá o Venezuela está
exigiendo ingentes cantidades de agua y de gas natural e
incluso hidrógeno, que sale de reformar el gas natural con
vapor, para realizar los necesarios procesos de
"aligeramiento" del combustible extraído (obtención
de moléculas de cadenas menos largas que las del petróleo
pesado), de forma que pueda entrar en los circuitos
comerciales y no se lleve por delante los cerca de mil
millones de motores de combustión interna que funcionan en
el mundo, diseñados para combustibles más
"finos".
Esto, sin contar los problemas ambientales que suponen
esos trasiegos gigantescos de material y agua enfangada
residual, que se ven hasta desde satélites. El límite de
esta producción viene dado por la dificultad de extraer
suficiente cantidad a la velocidad que se requiere, por la
disponibilidad de agua y gas natural y por el bajo
rendimiento neto que deja.
Según el profesor Charles A. S. Hall, de la Universidad
de Syracusa en el Estado de New York y una de las
autoridades mundiales en el estudio de la energía neta (la
que se obtiene, después de descontar la energía que cuesta
obtenerla), el petróleo convencional estadounidense en los
años 30 tenía una Tasa de Retorno Energético de 100 a 1
(esto es, con un gasto de un barril de petróleo equivalente
se ponían a disposición de la sociedad cien barriles).
Hoy, el petróleo estadounidense ha caído a una tasa de un
barril de petróleo equivalente de energía por cada entre 8
y 20 barriles entregados, según el yacimiento. Y el petróleo
pesado del tipo de Canadá queda por debajo de lo que
considera "nivel mínimo para sostener la civilización",
que es según él, una tasa de cinco a uno, por mucho que se
declaren cientos de miles de millones de barriles
"potenciales" de reservas en forma de arenas asfálticas
o esquistos bituminosos.
Se atribuye al jeque Yamani, alto responsable petrolífero
en Arabia Saudita, el mordaz comentario, en crítica a los
que estamos preocupados por el agotamiento gradual de los fósiles,
del que el jeque no quiere ver ni en pintura, que "la
edad de piedra no se acabó porque se acabasen las
piedras". No queda más remedio que darle la razón: la
edad de piedra terminó con la llegada del bronce que era un
mejor sustituto, pero en el caso de los transportes no
existe un mejor sustituto si no es el petróleo sintético.
La edad del petróleo se acabará y quedarán enormes
cantidades de petróleo bajo el suelo, sin lugar a dudas.
Pero los billetes de banco impresos y las tecnologías no
van a ser suficientes para extraerlos, porque los primeros
no bombean y las segundas consumen más energía (que es lo
que se pretende obtener en este caso) cuanto más avanzadas
y complejas son, y ha sido así a nivel global desde que
tenemos uso de razón industrial.
Este es un aspecto muy importante, sobre el que conviene
insistir, porque hay muchas personas con formación en
economía clásica, entre los que se encuentran a veces
ingenieros, para los que resulta muy difícil, por no decir
imposible, entender que si la extracción de una unidad de
recurso energético cuesta extraerla más de esa unidad de
ese recurso energético, el recurso puede existir, pero se
quedará bajo tierra, por una simple ley física y geológica,
que nada tiene que ver con el dinero que se emplee en
investigar o en sacarla. Así esté el petróleo a 20.000 dólares
el barril, si cuesta más de un barril de energía extraer
un barril, el barril no se extrae. Esto, aunque parezca de
Perogrullo, sigue sin entrar en muchas cabezas muy altas.
Aguas muy profundas
En el caso de las aguas profundas, impresiona ver la
tecnología que ha adquirido Petrobrás, compañía que sabe
perforar a profundidades a las que casi ninguna otra empresa
ha llegado.
Petrobrás declaró en su día que el yacimiento de Tupi,
cercano al ahora descubierto de Carioca, tenía unos 6.000
millones de barriles. Pero con independencia de las dudas
sobre el número de perforaciones de delimitación que hagan
creíble la cifra, el yacimiento se encuentra bajo más de
dos mil metros de lámina de agua marina, otros dos mil de
estratos de sal y otros dos mil de roca. Es decir, las tuberías
tienen que atravesar más de 6 Km. de muy diferentes medios,
para llegar adonde el petróleo se encuentra.
Por ejemplo, la profundidad marina hace que la plataforma
no pueda ser anclada al fondo y esté sujeta a vientos y
corrientes. Eso exige un gasto permanente de energía para
mantenerla con muchos y muy potentes motores, que consumen
energía muy refinada, no petróleo crudo del que extraen,
exactamente en la misma vertical del sondeo en todo
instante, para evitar la fractura de la larguísima tubería.
Eso se consigue con mucha energía y con sofisticados
controles de GPS. Y cuando hay tormentas, a veces hay que
desconectar y ponerse al pairo, para evitar fracturas,
cortando la producción a un mundo que no quiere parar de
consumir por causas meteorológicas. Esta técnica ya existe
desde hace más de 30 años (barco con anclaje dinámico) y
no parece ser lo más importante.
Además, la enorme capa de sal que hay que atravesar, a
esas profundidades está en un estado viscoso, es muy
corrosiva con el material empleado (que no son tuberías
normales, porque a esas profundidades se exigen unas muy
especiales y costosas y de resistencias enormes) y resulta
muy difícil de penetrar. Finalmente, hay que bombear el
fluido obtenido unos 6.000 metros hacia arriba. Eso son 20
torres Eiffel una sobre otra. Para obtener de este campo un
flujo de medio millón de barriles diarios, que apenas
llegaría a cubrir la décima parte de la caída de la
producción anual cuando se pase del cenit, exigiría muchísimas
perforaciones de 6 Km. de profundidad, dada la viscosidad
del crudo y la profundidad de la que hay que elevarlo para
ponerlo en la superficie.
El campo Carioca recién anunciado parece estar en una
estructura geológica similar, aunque las deslavazadas
noticias que se van soltando con cuentagotas, que son más
de carácter financiero que geofísico, no permiten entrever
con claridad la vinculación estratigráfica. Por si fuera
poco, la propia agencia de noticias de Petrobrás, señalaba
el 16 de abril de 2008, que:
“Siguiendo con el calendario normal de exploración, el
22 de marzo de 2008 la compañía comenzó a explorar el
Segundo pozo, el 1–BRSA–594–SPS (1–SPS–55) que está
localizado en una pequeña área del bloque, pero todavía
tiene que alcanzar la capa previa a la sal. Las actividades
de exploración en curso incluyen nuevas perforaciones,
pruebas de formación de larga duración y nuevos estudios
geológicos para probar el alcance del descubrimiento.”
(www.agenciapetrobrasdenoticias.com.br/materia.asp?id_editoria=8&id_noticia=4769
)
Concesiones
petrolíferas en Brasil en 2005. En rojo, Petrobras. En
verde, otras compañías
4. No es oro negro todo lo que reluce
En definitiva, parece que el anuncio de este nuevo
descubrimiento de 33.000 millones de barriles de Carioca, a
unos doscientos y pico kilómetros de la costa brasileña
frente a Río y Sao Paulo, obedece más que a una realidad
geológica contrastada, al nuevo juego de los barriles de
papel que lo que alimentan es el mercado bursátil, más que
el energético, estando ambos, al parecer muy necesitados.
El responsable brasileño de las declaraciones que han
levantado la polvareda especulativa en las bolsas mundiales
y en los valores de las empresas involucradas en las
exploraciones, Haroldo Lima, se ha desmarcado de la
implicación bursátil evidente que han tenido las mismas.
Sin embargo, creo que conviene reflexionar sobre un
modelo de sociedad que puede hacer disparar mecanismos
especulativos tan voraces y tan inmediatos en las bolsas
mundiales (decenas de miles de millones de euros en una
jornada de movimientos frenéticos), por una información
poco contrastada. Esto dice mucho y malo del estado general
del sistema social en que estamos inmersos, con tiburones
dispuestos a comerse hasta a las rémoras que les
desparasitan, a la menor ocasión.
Esta fiebre por los barriles de papel, tuvo lugar ya a
mediados de los años 80 del siglo pasado, cuando, Kuwait en
concreto, aprovechando que la regla de asignación de cuotas
en la OPEP estaba en función de las reservas declaradas, se
presentó en una de las reuniones de este organismo (en ese
momento la guerra entre Irak e Irán estaba en todo su
apogeo) y declaró tener de repente casi el doble de
reservas que las que hasta ese entonces había reportado. El
resto de los miembros de la OPEP, en vez de escandalizarse y
exigir pruebas de exploraciones geológicas contrastadas, se
tragaron la especie y Kuwait salió de aquella reunión con
una mayor cuota de mercado.
Pero la alegría duró poco. En un par de años, el resto
de los países de la OPEP fueron apareciendo en sucesivas
reuniones con subidas declaradas de sus reservas de petróleo,
de igual porte y abultado porcentaje que las kuwaitíes, e
igualmente dudosa justificación exploratoria y prospectiva.
Con lo que la cuota de producción de la OPEP vino a quedar
como estaba inicialmente, pero con todos los miembros ya
hermanados en el engaño mutuo, que nadie osó poner en
cuestión.
Esas sobreestimaciones fueron calculadas por Colin
Campbell en nada menos que unos 200–250.000 millones de
"barriles de papel", que hoy figuran oficialmente
como parte del cerca del billón de barriles de reservas
restantes del planeta. Casi una cuarta parte.
Por si fuera poco, las cifras que van dando cada año los
países sobre sus reservas de petróleo, aparecen intocadas,
inmutables, a pesar de que se sigue extrayendo sin cesar a
ritmos que sí son bien conocidos. Apenas ninguno declara
menos reservas cada año. Es una suerte de multiplicación
milagrosa de panes y peces, porque tampoco esa
"estabilidad" se corresponde con descubrimientos
producto de exploraciones serias. Aquí el secretismo es
tremendo. Y hay excusa formal y una razón real para este
desvarío.
La excusa formal es que en los yacimientos se da el
famoso "reserve growth" o crecimiento de las
reservas probadas inicialmente declaradas. Dado el
secretismo de la mayoría de las fuentes, es imposible
verificar si es cierto o no.
Pudiera suceder en algún caso, que ciertamente se
estuviese tirando de las estimaciones conservadoras a la
baja de los buenos y viejos geólogos profesionales de antaño,
que en aquel entonces no tenían la presión política y
económica de sus superiores que tienen hoy sus pares, a la
hora de declarar el resultado de sus trabajos y que a veces
estimaban por lo bajo en sus descubrimientos.
También pudiera suceder que algunas mejoras tecnológicas
hubiesen realmente aumentado el porcentaje que inicialmente
se creía poder extraer. Pero el hecho de que las cifras de
reservas de cada país, dadas por la Agencia Internacional
de la Energía (AIE), o por ejemplo, en las estimaciones del
anuario de British Petroleum, sigan permaneciendo constantes
(ni frío ni calor, cero grados, decía el chiste) en mucho
casos, es muy sospechoso de contabilidad basada más en la
ingeniería financiera y en los artificios contables que en
la realidad geofísica.
La razón formal mencionada, es que los países
productores gozan de mayor credibilidad financiera. Ya hace
tiempo que las cuotas dejaron de ser un problema; ahora cada
uno podría producir más petróleo, si quisiera; el asunto
está en si puede. El único país que parecía tener todavía
de colocar barriles adicionales con prontitud y de forma
sostenida en el mercado si era necesario, era Arabia Saudita
y hoy hasta ese gran tótem está en cuestión. Y por tanto,
si disponen de la credibilidad que da el patrimonio petrolífero
hipotecable (Collateral, en términos financieros sajones),
pueden acceder a tantos más créditos en el sistema
financiero internacional, cuántas más reservas declaren
que tienen, si es que convencen a las autoridades monetarias
mundiales de que hay suficiente petróleo de respaldo en su
subsuelo, algo que a juzgar por lo visto, no parece muy difícil.
Todo un mundo de hipotecas "subprime" energéticas
sobrevuela a los países productores y exportadores de petróleo
en estos tiempos turbulentos.
La diferencia entre el petróleo y el ladrillo es
evidente y parece que tampoco la economía al uso es capaz
de asimilarlo: la energía no es un bien de consumo más,
que es como se está tratando en los mercados; la energía
es el requisito previo e imprescindible para que se den
todos los demás bienes.
Si hay una escasez de plásticos, puede que suba el
precio de estos y puede que los metales o los cereales no se
enteren. Pero si hay una escasez de petróleo y además ésta
es por primera vez en la historia a nivel mundial (Non Plus
Ultra!), todos los demás bienes resultan necesariamente
afectados, porque el petróleo, es la savia de nuestra
sociedad moderna. Es el 95% del transporte mundial. Son las
6/7 partes de los alimentos que se consumen en Europa y las
9/10 partes de los que se consumen en los EE. UU. (¡comemos
petróleo!) y la razón por la que los alimentos se están
disparando de forma tan temible. El dinero se puede
imprimir. Los barriles, no.
El yacimiento Carioca, si se confirma, sería un año más
de petróleo para el mundo. Apenas serían unos pocos meses
de retraso de la llegada al cenit del petróleo (todos los líquidos,
no sólo el convencional) o si hemos llegado ya, supondría
apenas una mitigación muy menor de la caída de la producción
mundial cuando el petróleo del yacimiento pueda ver la luz,
no antes de cinco años en ningún caso y sin haber puesto
antes por delante muchas decenas de millones de barriles de
petróleo equivalente de energía, en forma de anticipo
energético a descontar en el futuro, para poder hacerlo
realidad. Demasiado tiempo para lo rápido que se van
agotando los recursos energéticos existentes.
Y a pesar de que es el mayor campo descubierto anunciado
en los últimos 30 años y de los feroces movimientos
especulativos, el petróleo sigue bailando con lobos en los
niveles de los 100–110 US$/barril, con explicaciones en
los medios económicos que darían risa si no diesen miedo:
En febrero de 2002 el barril estaba a 20 US$. Y ahora, según
escribo, ronda los 110, más de cinco veces más. Pero para
el mundo de la economía de la tierra plana, siempre hay una
explicación para justificar cada salto hacia arriba como
circunstancial (explosión de un oleoducto, huelga en un
sector, declaraciones más o menos extemporáneas de un líder
de un país productor, un huracán en plataformas marinas,
una guerrilla volando unas instalaciones, etc., etc.).
Curiosamente nunca hay explicaciones de por qué se ha
quedado en el nivel superior, después de pasar o
solventarse el suceso temporal, ni de por qué los escalones
van desde hace cinco años para arriba, hasta más que
cuadruplicarse los precios en poco más de un lustro. No hay
forma de que se acepte que quizá sea esto algo estructural
y no coyuntural; esto es, que estemos tocando los intocables
límites del mundo físico. Y no hay forma, porque eso sería
reconocer que el sistema está periclitado. Antes muertos
que sencillos.
El genial Groucho Marx quiso dejar como epitafio en su
tumba aquella famosa frase "Disculpe que no me
levante" (para saludar). Eso podría decir a modo de
despedida, al ver pasar frente a mí el supuestamente
impresionante campo de Carioca.
(*) Cortesía de los sitios web Rebelión y Crisis Energética.
Versión enriquecida por los comentarios de Jean Laherrère,
traducidos por Marie–Claire Britton, Tlaxcala.
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