Nota: Aunque suelo enlazar en los artículos los contenidos necesarios para profundizar en las ideas plasmadas, puede ser recomendable realizar una lectura previa de los que refiero a continuación antes de acometer el que viene.
El peak-oil argentino
Las burbujas del shale gas no se encuentran sólo bajo tierra
Repsol, la multinacional petrolera de origen español más importante, ha tenido siempre una especie de complejo por dejar de ser un mero refinero y pasar a jugar un papel activo en la parte de upstream del negocio. El negocio petrolero se puede dividir en dos partes, upstream y downstream. La primera se refiere a la obtención de hidrocarburos hasta su puesta a disposición a un refinero y la segunda al proceso de obtener todo tipo de productos a partir de la materia prima (por ejemplo,crudo) y su distribución posterior. Repsol, al haber nacido y operado mayoritariamente en un país con escasísimos recursos fósiles, se ha especializado sobre todo en la segunda parte, lo que hace razonablemente bien, aunque siempre ha quedado a expensas de enfrentarse a tener que refinar el tipo de crudo que se pueda permitir.
Es decir, la estrategia de Repsol desde hace unos años pasaba por tener cada vez más pozos propios o en régimen de licencia y de esta forma cubrir toda la cadena de valor de la producción de hidrocarburos, from well to wheel. Tener un negocio integrado de esta forma tan vertical es en mi opinión una buena idea y creo que Repsol acertó en su día cuando lo planteó... teniendo en cuenta que la Tierra es plana e infinita (¿o no es plana...?)
Sin embargo, creo que la empresa, al igual que otras muchas del mundo que se dedican a este negocio, está empezando a chocar ya con los límites físicos que existen en torno a la extracción de hidrocarburos cada vez más escasos, ya se trate de gas o crudo. La señal temprana que me da pie a pensar en esto es la reciente noticia, que me ha costado encontrar, sobre el abandono del pozo Panoramix en las aguas profundas de Brasil. Según esta noticia, vemos que el desarrollo de los proyectos en aguas profundas de Brasil es uno de los 10 proyectos claves contemplados en el Plan Estratégico de Repsol 2012-2016. “El gran potencial exploratorio de la zona la ha convertido en una de las principales áreas de crecimiento del grupo en el mundo”, indica la compañía, que también tiene sus esperanzas puestas en los pozos de Margarita (Bolivia), Carabobo y Cardón (Venezuela), Kinteroni (Perú), Arog (Rusia), Zona Central (Estados Unidos), Reggane (Argelia) y Lubina-Montanazo (España). Los dos más grandes son el brasileño Saphinoa y el venezolano Carabobo.
Panoramix debería haber servido para extraer gas a unas profundidades de entre 4.400 y 4.500 metros de profundidad. Debido al sustrato en el que se encuentra y la profundidad a la que hay que buscarlo, se entiende que se trata de un yacimiento de hidrocarburos claramente no convencional *(1), como todos los de la zona. ¿Por qué se iba a complicar la vida Repsol en explorar la existencia de hidrocarburos de una calidad discutible en yacimientos profundos en mar abierto con lo complejo y caro que es montar una plataforma allí? Por una razón muy sencilla: Los mejores yacimientos ya están explotados o tienen dueño. A empresas como Repsol les queda el último cartucho de lanzarse a aquellos yacimientos que no son tan rentables y que son difíciles de explotar. El petróleo parece ser un recurso finito según las teorías de oleogénesis generalmente aceptadas. Y hemos estado muchos años extrayendo los crudos de mejor calidad y más accesibles cómodamente instalados en la idea de la abundancia al calor de los descubrimientos de grandes yacimientos como los de Arabia (Al Ghawar sobre todo). Sin embargo, creo que Repsol se ha topado con los límites físicos esperables de los hidrocarburos no convencionales.
Lo que creo que puede haber motivado el abandono de Panoramix, y me consta por trabajadores de la empresa que la noticia ha supuesto un auténtico palo en la organización, por lo que puede influir en otros pozos que se acometen en la misma zona y en el propio Plan Estratégico de la compañía, es que las expectativas de producción diaria no compensan los costes de explotación. En un principio se habló de unas reservas tales que se podrían extraer hasta 3.520 barriles por día. Luego se pasó a 1.570 barriles por día. Y cuando confirman el abandono de la prospección no dan cifras concretas, pero sospecho que unas estimaciones más realistas hablarán de tres cifras en lugar de cuatro. Teniendo en cuenta que el coste de inversión a amortizar (la plataforma, el pozo, etc) es el mismo y que cada vez se reduce más el flujo de caja esperado, no hay que ser un lince para llegar a pensar que los periodos de amortización sucesivamente más grandes no compensarían lanzarse a la aventura. Se trata de un peak-oil en chiquitito: De donde no hay no se puede sacar o por mucho que abras el grifo no da más de sí.
Bueno, esto no deja de ser la historia recurrente de la exploración de hidrocarburos. Una empresa petrolera explora el área, estima unas reservas existentes y practicables (otro día hablaremos de cuantos tipos de reservas hay, es muy complejo) echa cuentas de lo que cuesta hacer un pozo, ve a cuanto puede vender su producto, cuál es el ritmo de extracción y si compensa sigue invirtiendo en el pozo y si no, lo deja en stand-by y pasa a otra cosa hasta que el precio de la materia prima suba en un futuro y compense su explotación. En efecto, esto es así. Pero en los últimos años están entrando varios factores que puede desdibujen este modus operandi que para un economista es tan claro y que sin embargo un geólogo o un físico se horrorizarían al contemplar.
- Para empezar, la Tasa de Retorno Energética de los hidrocarburos no convencionales es bastante más baja de lo habitual en los hidrocarburos convencionales. Es lógico, cuanto más trabajo requiere extraer un hidrocarburo de la corteza terrestre, más energía se emplea en ello y menos rentable desde el punto de vista energético es la operación. Incluso se da la paradoja de que se puede invertir más energía de la que se obtiene y a pesar de ello el yacimiento siga vivo debido a razones de mercado o geoestratégicas.
- Se están contabilizando reservas de yacimientos no convencionales como si se tratara de yacimientos convencionales. No se trata de una estafa como tal, no es tan sencillo. Simplemente se les "olvida". Cuando una empresa gasística o petrolera con derechos o posesión directa de los pozos publica sus reservas, generalmente se cuida muy mucho de separar las reservas "fáciles de extraer" (de las cuales cada vez quedan menos porque consumimos combustibles fósiles como auténticos cabrones) de las otras.
- Una empresa dedicada a este negocio vale más en bolsa cuantas más reservas tiene. Si no se ponderan las reservas de forma adecuada discriminando entre las fáciles y las difíciles de extraer, la valoración de las reservas, es decir, el activo estratégico que respalda el valor de la empresa que ostenta los yacimientos, está directamente inflada o burbujeada.
- La tasa de decaimiento de la producción de los pozos es muy elevada. En la práctica esto supone que se acomete una cuantiosa inversión en un pozo de extracción de petróleo no convencional o shale gas, se llega a una profundidad inaudita, se mete agua y productos químicos a presión, se saca el gas tras las explosiones que fracturan la roca y... la veta se agota a los pocos años. En ese momento se abre otro pozo (que cuesta otro pastizal) y en paz. Las rentabilidades tanto energéticas como económicas de esos pozos dejan mucho que desear. Claudio nos aporta un muy buen ejemplo con el yacimiento de Bakken, donde algunos pozos que deberían durar 40 años no llegan a 6. En el caso de Panoramix, y esto es una mera elucubración mía, estimo que la TRE no pasaría de 3.
- Las bases físicas en definitiva no se sostienen. La extracción de hidrocarburos no convencionales en estratos profundos no es lo suficientemente cuantiosa, no se realiza a un alto ritmo y resulta demasiado costosa para que se pueda hacer negocio.
Para un economista estas razones son suficientes para dejar en stand-by a Panoramix y seguir con los otros pozos no convencionales o incluso buscar otros nuevos. Pero cuando surjan más noticias como la de Panoramix y se constate que se ha sido muy optimista en la física de hidrocarburos, cuando quede en evidencia que se está trabajando con TRE bajísimas, ¿qué pasará? Pues para empezar que la empresa, y con ella otras muchas en parecida situación, algún día tendrá que asumir que estas razones serán motivo suficiente para no poder servir hidrocarburos al precio que desea. La consecuencia inmediata de la escasez de la oferta, y esta escasez se hará patente pronto, es que los precios de la commodity subirán. Cuanto más suban, más pozos no convencionales podrán abrirse y más dinero podrá destinarse a abrir otros pozos similares en zonas aún más recónditas cuyos costes serán aún más elevados y realimentarán el proceso.
En mi opinión estamos asistiendo a una loca carrera en la que las petroleras compiten entre sí por obtener el último bocado, la última migaja de hidrocarburo de la corteza terrestre que cada vez es de peor calidad y más difícil de obtener sin llegar a pararse a pensar que existen competidores muy poderosos en precio que van entrando en precio y amenazando con destronar al crudo y al gas como fuente de referencia a largo plazo. Esos competidores son los que creo ganadores a largo plazo y, por tanto, juego en su mismo equipo: Las fuentes de energía renovable.
¿Sería mejor estrategia para Repsol concentrar menos inversiones en un upstream cada vez más difícil y pasar a destinar recursos a la i+d en síntesis artificial de hidrocarburos a partir de fuentes renovables, por decir un área de tumultuoso y caro pasado y sobre la que vislumbro un futuro prometedor? Hoy día estas tecnologías están fuera de mercado por sus elevados costes de inversión, pero ya existen plantas en demostración y la curva de aprendizaje avanza de forma implacable. Véase los ejemplos de E.ON inyectando ya hidrógeno eólico en la red de gas natural, o los experimentos de Siemens en una línea parecida. Si una empresa tuviera vocación de largo plazo y se tomara en serio las advertencias de la Agencia Internacional de la Energía sobre el peak-oil *(2), ¿qué debería hacer? ¿Lanzarse a agujerear la corteza terrestre como si no hubiera un mañana para encontrarse con pozos difíciles de amortizar y que la entrada de otras fuentes energéticas les perjudique, o en cambio trabajar ya en acumular una buena cartera de patentes, know-how y experiencia para convertir sol, viento, paja y residuos sólidos urbanos en hidrógeno (electricidad a partir de pilas de combustible) metano (gas), etanol (gasolina) y aceites (gasoil)?
Repsol es una buena refinera. Y si se llegara a creer que los recursos son finitos y cada vez más difícil de conseguir, podría ser la mejor.
Y no, no pienso decir mi opinión respecto a si Repsol en realidad se ha alegrado de que le hayan expropiado Vaca Muerta. Tampoco quiero sacar la teoría que pulula por ahí de que la empresa buscó la expropiación para largarse de allí antes de que se descubriera el pastel: Y es que Vaca Muerta puede tener una TRE tan endiabladamente baja que Repsol puede haber buscado la forma de que la expulsaran.
Pero eso no es más que una teoría conspiranoica.
*(1)Los hidrocarburos no convencionales son aquellos que se acumulan en reservorios “cerrados” de baja permeabilidad donde las moléculas de gas no pueden fluir sin ayuda hacia los pozos, por tanto requieren normalmente de cuantiosas inyecciones de agua, disolventes para fracturar la roca madre y altas inversiones, lo que hace a este recurso más caro que el denominado “convencional.
*(2) La fecha de alcance de [el peak-oil] se producirá a lo largo de la presente década si los gobiernos no toman medidas enérgicas para contener la demanda mundial de petróleo. La llegada del evento debe preocupar, puesto que aumentará notablemente el coste de aprovisionamiento, la vulnerabilidad al riesgo de falta de suministro y los estragos causados al medio ambiente. En palabras textuales, el peak-oil no llegará como un invitado distinguido, sino como un fantasma en el banquete (World Energy Outlook 2012, Agencia Internacional de la Energía)
