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El fracking, ¿tierra prometida?

Fue en 1964 cuando en el páramo del Norte de la provincia de Burgos se encontró petróleo. La varita mágica del oro negro cayó en los pueblos de Ayoluengo, Sargentes de la Lora y Hontomín, este último conocido en la zona (entre otras cosas) por haber servido de alojamiento a Carlos V y por albergar hoy un proyecto de almacén subterráneo de CO2. Aquel descubrimiento de petróleo le vino como anillo al dedo a un régimen que acababa de sentar las bases del desarrollismo (el plan de estabilización el de 1959) y así lo reflejó el No-Do.

Ni Sargentes ni Ayoluengo son la Texas del Sur de Europa. Petróleo hay, poco y de pésima calidad, hasta el punto de que ni siquiera se puede refinar. La producción actual, 160 barriles al día, se usa como combustible en la industria vizcaína. Poco más queda de la fiebre petrolera, además del las fotos antiguas que decoran los respectivos ayuntamientos, recuerdos entre los abuelos del lugar y el nombre de un efímero festival de rock duro: el Petróleo Rock. Paradójicamente, el frío y ventoso clima de la zona ha permitido la instalación en Ayoluengo de un parque eólico.

En el páramo, algo más lejano, de Dakota del Norte también llegó, hace pocos años, la fiebre del petróleo. Ahí si cuajó, y la industria del fracking ha dado la vuelta al mercado energético mundial. Ha abaratado los precios del gas (y, marginalmente, del petróleo West Texas) en Estados Unidos y convertido a este país en exportador de hidrocarburos por primera vez en cuatro décadas (aunque, en términos netos, siga comprando más de lo que vente). La tendencia natural, como sucedió hace 50 años en Burgos, es extrapolar el éxito. Si Estados Unidos consigue extraer hidrocarburos no convencionales a tal ritmo, la escasez de reservas no es tal y el modelo energético tiene más vida útil de lo que suponíamos. Quizá incluso en el páramo castellano.

Pero el fracking tiene sus propias particularidades. Empezando por sus consecuencias medioambientales, esta misma semana analizadas en una investigación en la revista científica PNAS: cuando no se hace bien, contamina los acuíferos

En el apartado industrial también hay letra pequeña. Es razonable que, si Europa se plantea hurgar en sus entrañas en busca de hidrocarburos, China, con varias veces más población y creciendo a tasas disparatadas, haga lo propio. Además, China tiene abundantes reservas de carbón, que usualmente están asociadas a recursos de gas natural no convencional.

Hace dos años, la administración de energía de Bejing preveía una producción en 2020 de 60.000 millones de metros cúbicos de gas pizarra. Este verano la previsión era de la mitad, 30.000 millones. No es de extrañar que, también este verano, China haya firmado el contrato del siglo con Rusia, para la provisión de gas durante 30 años por unos 300.000 millones de euros. Y que haya subido el precio del gas industrial un 18% en el mes de agosto.

¿Qué ha fallado? Que no es tan sencillo; muchas veces no es posible la fractura hidráulica. En China, por ejemplo, la geología hace que estos recursos estén a profundidades elevadas y en una disposición que imposibilita la extracción o, al menos, la encarece hasta que deja de ser rentable. El exceso de confianza en la producción no convencional ha provocado que, por ejemplo, Shell se apuntase pérdidas extraordinarias por 1.600 millones de euros para cerrar su negocio de gas no convencional en EE UU y poner en venta los terrenos que adquirió en la cuenca Eagle Ford, en Texas.

Además, a diferencia de la extracción convencional, el pico de producción en el fracking llega muy pronto, una vez que se excava el pozo, se agota rápidamente. Aquí, un gráfico, con previsiones de la agencia energética gubernamental de EE UU.

Las petroleras tienen que pinchar la tierra cada vez más rápido no para aumentar, sino para mantener el ritmo de producción. La elevada competencia, los altos costes y la desventaja que sufre el último en llegar son terreno abonado para patinazos como el de Shell. Bloomberg calcula que la deuda de las empresas ligadas al fracking se ha duplicado en cuatro años, plazo en el que los ingresos apenas han crecido el 5,6%. Tampoco pueden hacer otra cosa: o cavan pozos o desaparecen.

La propia Agencia Internacional de la Energía apunta que, aunque los recursos no convencionales han revolucionado el mercado de los hidrocarburos, en la próxima década la nueva oferta de petróleo volverá a depender de los productores clásicos: los gigantescos campos de Oriente Medio donde el petróleo es abundante y sencillo de extraer. El departamento de energía de Estados Unidos ofrece una visión similar: aunque espera que la producción de gas pizarra siga creciendo, el petróleo extraído por fracking tocará techo en los próximos tres años. En este otro gráfico, sacado de esta entrada de FT Alphaville (que recomiendo a los interesados en el tema), indica los costes marginales del petróleo extraído por esta técnica en EE UU. A partir de los 30.000 millones de barriles (el consumo de EE UU en cuatro años), el coste de extracción es prohibitivo. 

Esta técnica ha supuesto una revolución energética inesperada y ha roto los esquemas de la industria. Pero no parece que vaya a dar lugar a un cambio estructural del mapa, si miramos más allá de unos pocos años vista y de la rentabilidad para inversores e industria. Más bien, sirve para prolongar unos años el actual modelo, siempre que los precios se mantengan altos. Si lo que se busca son rendimientos crecientes y recursos abundantes, habrá que mirar más allá de los hidrocarburos. 

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