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 […]
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.
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.
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 del 35 ó 40% del total en el subsuelo.
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.
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 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.
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 el principio básico de que el cenit de la producción de petróleo se suele producir, más o menos, hacia la mitad de la extracción posible del recurso, 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. 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 tejano Matthew Simmons, presidente de Simmons 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 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 independientemente 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.
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.
http://www.agenciapetrobrasdenoticias.com.br/materia.asp?id_editoria=8&id_noticia=4769
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 siempre 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.
Pedro A. Prieto es vicepresidente de la Asociación para el Estudio de los Recursos Energéticos (AEREN), y coeditor de la página web Crisis Energética (www.crisisenergetica.org).