El interés mundial por el gas natural se debe principalmente a su amplia distribución alrededor del planeta, y su simple estructura química, lo que hace que se queme de una forma más limpia que el petróleo o el carbón, emitiendo por lo tanto menos Gases Efecto Invernadero-GEI a la atmósfera

Madrid – Redacción – 4 NOV 13

Además de ser el combustible fósil más limpio, el gas natural es un combustible tremendamente atractivo por estar disponible en más de 85 países, lo que le convierte en un combustible ideal para conseguir la deseada independencia energética.

En los últimos años se han producido hallazgos de petróleo y gas no convencionales, como el gas de esquisto, que se suma a las fuentes ya conocidas y en explotación de gas natural, contribuyendo a la salud del planeta y de sus habitantes. La tecnología de extracción de esta nueva fuente de energía, gracias a la contribución y experiencia de muchas empresas está lo suficientemente madura como para pensar en una nueva revolución mundial con cambios fundamentales en la geopolítica energética, dada la presencia de gas de esquisto en países con fuerte dependencia externa de energía primaria.

Los países con capacidad comercial para producir gas, tanto convencional como no convencional, buscan  más ingresos planificando la exportación o incrementando la exportación de gas natural licuado (GNL) a países de la región Asia-Pacífico, que en el pasado firmaron contratos de compra a largo plazo con precios vinculados a los del petróleo. Tanto el incremento que se espera en el suministro de GNL, como su diversidad, están espoleando una transición que se aleja de la indexación del precio al del petróleo en favor de una indexación híbrida y asociada al hubs de gas. Una nueva era está llegando.

Estos hallazgos de nuevos recursos no convencionales en distintas zonas geográficas, junto a los desafíos técnicos no desdeñables en el desarrollo de estos recursos, que país a país son distintos, están obligando a los gobiernos a adaptar y suavizar los términos contractuales de exploración y explotación del gas de esquisto, los paquetes fiscales y otras políticas. A medida que mejoren las capacidades y los índices de eficacia en la producción se crearán oportunidades y cambio en los modelos de negocio de las compañías petroleras nacionales (NOCs), de las internacionales (IOCs), y de las empresas de servicios para yacimientos petrolíferos (OFSs).

El éxito del gas de esquisto estadounidense ha suscitado interés por reproducir los resultados en otros países, lo que incrementa el potencial del gas de esquisto para transformar los mercados del gas natural a todo el mundo. En un estudio de Abril de 2011 realizado por la Administración de Información de Energía (EIA) de EEUU, se estimaba que los recursos de esquistos técnicamente recuperables existentes en el mundo fuera de EEUU ascendían a 163 Millones de m3 (5.760 Millones de pies cúbicos), un aumento superior al 40% en los recursos mundiales conocidos de gas natural. El estudio ha generado un interés generalizado por el esquisto internacional, ya que los países esperaban aumentar la seguridad del suministro energético y dar un impulso al crecimiento económico. No obstante, la presencia del gas de esquisto en la tierra no garantiza su explotación en términos técnicos y económicos. Cada caso, cada país, tiene que estudiar su viabilidad.

Esquema gráfico de la fractura hidraúlica (Fracking)

Esquema gráfico de la fractura hidraúlica (Fracking)

Debido al mayor desafío técnico del gas de esquisto y a unos mayores costes de desarrollo, la explotación de recursos de esquistos no es fácil de reproducir en otros mercados. Pese a que algunos países están haciendo progresos de cara a los próximos tres años, seguirá siendo principalmente un recurso regional con un impacto incierto sobre el mercado global más allá de este plazo. Podemos por ejemplo comentar sobre:

Polonia está luchando por mantener su incipiente industria de esquisto, una vez que se ha corregido a la baja la estimación de recursos, y que algunas empresas han reducido su interés por explotar los pozos existentes por su alto coste de explotación y su bajo rendimiento.

China está trabajando en ofrecer un entorno de inversión favorable, y corregir las deficiencias del entorno operativo, como acceso a recursos de agua y falta de redes de transporte que evacuen el gas a los centros de consumo.

Argentina ha experimentado resultados positivos y tiene intención de aumentar la producción mediante la incorporación de nuevas cuencas de esquisto.

EEUU es el origen de la revolución del gas de esquisto y se ha preparado para globalizar sus recursos de esquisto mediante la exportación de GNL, si se adaptan normativas y se obtienen permisos favorables para la exportación. La exportación desde EEUU mediante redes de transporte a países limítrofes, como México, es ya un hecho.

Esta es una muestra de que cada país está posicionado de una forma distinta en el espectro del desarrollo del gas de esquisto.

Lo que sí es evidente, es que una vez que se ha determinado la existencia de gas de esquisto en un territorio, tal es el caso de España, se debe primero estimar el total de recursos disponibles, y el coste de extracción. Todo ello con el objetivo de determinar en una segunda fase la conveniencia o no de la explotación de estos recursos. Si ésta es posible, la consecuencia inmediata será reducir la dependencia exterior de energía primaria, mejorando la balanza comercial y optimizando los activos del mix de generación. No es probable que se pueda a largo plazo pensar en la entrada en el mercado global, pero sí pensar en la incorporación de esta fuente energética limpia en el mercado local. España cuenta con una red de transporte y distribución que garantiza la evacuación de gas a los centros de consumo, cuenta con suficientes accesos al agua, necesaria ésta para realizar la fractura hidráulica, y cuenta con empresas energéticas operando en el mercado global, con un fuerte impulso a la innovación y al crecimiento sostenible.

El desarrollo de este recurso va a llevar a realizar, actuaciones para restaurar y proteger el paisaje y el entorno junto a las infraestructuras y las explotaciones de gas natural de fracking, la ampliación de desarrollos urbanos existentes, la creación de nuevos barrios y pueblos, la remodelación total y parcial de edificios existentes, la ejecución de edificios de nueva planta de todo tipo; residenciales, factorías, escuelas-colegios, hospitales, hoteles, logísticos, administrativos e institucionales,….El SpainGBC® aporta con su sistema LEED® de certificación y clasificación sostenible de edificios y desarrollos urbanos, las herramientas idóneas a la industria para que con criterios equilibrados de rentabilidad, mercado, menor impacto en el medioambiente y mejora en el bienestar de las personas que viven o trabajan en ellos, se logren unos altos estándares de excelencia en sostenibilidad. LEED® en su nueva y avanzada versión 4.0, contempla cinco grandes sistemas de Certificación; LEEDv4.0 D+CE (Diseño y Construcción de Edificios), LEEDv4.0 D+CI (Diseño y Construcción de Interiores), LEEDv4.0 O&ME (Operación y Mantenimiento Edificios), LEEDv4.0 ND (Desarrollos Urbanos), LEEDv4.0 HOMES (Viviendas Unifamiliares). Estos sistemas tienen tratamientos específicos y diferenciados en algunos de sus créditos para tipologías como; educativo, superficies comerciales, centros de procesos de datos (CPDs), logística. hospedaje y salud. El programa SITES® aporta todas las herramientas en el área de jardines, paisaje y parques naturales para lograr también una alta sostenibilidad en ellos.

La revolución del gas de esquisto en EEU necesitó tres décadas para completarse con un avance progresivo a través de la cinco etapas de desarrollo (inactivo, incipiente, incubadora, desacoplador, globalizador). A pesar de que otros países, en especial  Polonia, China y Argentina, quieren repetir ese mismo éxito, aún tienen ante sí un largo camino antes de que puedan empezar a ver cómo los volúmenes de gas y las infraestructuras de apoyo necesario reducen de forma drástica los precios internos del gas natural y vean oportunidades de exportación. Pese a que los países pueden asociarse con empresas del sector de hidrocarburos con experiencia en el esquisto, así con empresas de servicios de yacimientos petrolíferos (IOFs), para desbloquear los recursos de esquisto, existen limitaciones como reservas per cápita baja y curvas de demanda bruscas que pueden impedir que los países se conviertan en exportadores de gas de esquisto.

Si nos centramos en Europa, y analizamos las consecuencias del éxito de extracción de gas de esquisto en EEUU, encontramos datos relevantes propios de la entrada en el mercado de un nuevo exportador de energía: el carbón que ya no consume EEUU, busca otros mercados, como es el europeo, con una amplia flota de plantas de generación térmica por carbón.

En el último año, el precio del carbón en el European Energy Exchange ha caído en torno al 20%, mientras que el precio del gas cae de forma más moderada, en torno al 5% en el primer trimestre.

Con el Viejo Continente en apuros económicos, las exportaciones de carbón de EE UU a Europa crecen. En 2012 aumentaron un 23%, hasta 66,4 millones de toneladas, según datos del Ministerio de Energía (Departamento de Energía-DoE) de EEUU recogidos por The Wall Street Journal.

Ese carbón desplaza al gas natural en la producción de electricidad, y países como Reino Unido, con economías no precisamente boyantes, no tienen dudas: si hay que quemar para producir electricidad, que sea lo más barato. En Reino Unido, la proporción de electricidad generada con carbón ha alcanzado el mayor nivel en 17 años.

Gigantes como la alemana E.ON está sufriendo las consecuencias de la onda que llega de EEUU. Sencillamente, el carbón barato está erosionando la cuenta de resultados. Al igual que E.On en Alemania, en España, compañías como Iberdrola y sobre todo GAS NATURAL FENOSA, se plantean qué hacer con sus plantas de ciclo combinado de gas natural.

En el caso de España, no se trata tanto de que el carbón haya sustituido al gas como de la fuerte caída de la demanda en una economía en recesión y la participación de las energías renovables en el mix energético. En abril, la generación procedente de fuentes de energías renovables (eólica, termosolar, fotovoltaica e hidráulica) llegó al 54%.

Este aumento en el consumo de carbón Americano en Europa, incluido España, para producir energía eléctrica, ha provocado el aumento de las emisiones de GEI en todos nuestros países y el alto consumo de gas de fracking para producir electricidad en EE.UU. les ha hecho cumplir, hace unos meses, con los limites de emisiones impuestos por el Protocolo de Kioto, sin haberlo ratificado. (Paradójicamente los países que con mas fuerza impulsaron el Protocolo de Kioto y lo ratificaron obligando a su industria a acometerlo, son los que mes a mes mas se alejan de cumplirlo y el que no lo ratificó dando la opción a su industria a adaptarse a un cambio rentable hacia energías menos intensas en carbono, es el que hace unos meses lo ha cumplido).

Las plantas de ciclo combinado españolas (25.000 Megavatios de capacidad instalada) trabajan a un tercio de su capacidad. Lo explicaba el presidente de GAS NATURAL FENOSA, Salvador Gabarró:”… la caída en el consumo de gas para producir electricidad ha sido del 55%”.

En este escenario, es importante conocer la opinión de las principales empresas energéticas de España acerca de esta nueva fuente de energía, el gas de esquisto:

  • En pleno debate sobre la enésima reforma del sistema energético, el presidente de ENAGAS, Antonio Llardén, expuso recientemente la sensación de las empresas energéticas tradicionales: «Tenemos el parque (de centrales de gas) más moderno de Europa y el más eficiente y España no se puede permitir el dislate» de que los ciclos combinados hayan pasado de producir al 51% en 2008 al 19% en 2012.

Están apuradas las empresas y está apurado el Gobierno. La factura de las importaciones energéticas ascendió el pasado año a 60.000 millones, las empresas presionan y el agujero del sistema eléctrico (déficit tarifario) ronda los 30.000 millones.

En ese marco, las peticiones para explorar la existencia de hidrocarburos (léase gas no convencional, léase fracking, leasé petróleo no convencional, léase tight oil) se multiplican.  Como las concesiones. Las solicitudes de permisos de investigación de hidrocarburos  han pasado de 35 en el 2009 a más de 60 en 2012. Y las licencias de 47 a 75 en los últimos cuatro ejercicios.

Frente a los impulsores de las prospecciones (BNK España, Heyko, R2 Energy, San Leon Energy e Hidrocarburos de Euskadi, entre otras empresas) están los municipios y comunidades afectadas, algunas de ellas con una opinión contraria, o al menos una duda sobre la viabilidad ambiental de la explotación de este nuevo recurso energético.

El debate está abierto. Con una economía debilitada, la poderosa industria energética europea presiona para mantener su situación. En unos casos, para relajar la política medioambiental (la UE mantiene que en 2020 las emisiones tienen que haberse reducido en un 20%) de forma que se pueda quemar combustible barato y, en otros, para mantener abiertas las plantas de gas con apoyo e incentivos públicos.

En el primer caso, el argumento son los precios y en el segundo, la necesidad de mantener la seguridad de suministro:

  • El consejero delegado de GAS NATURAL FENOSA, Rafael Villaseca, subrayó en una conferencia, que España cuenta con áreas con un gran potencial para la explotación de yacimientos de gas por fractura hidráulica, técnica conocida como fracking. «Creo que merece la pena que se estudie con detalle su viabilidad económica», señaló Villaseca, durante su intervención en Santander en el curso organizado por la Universidad Internacional Menéndez Pelayo y la Asociación de Periodistas de Información Económica (APIE). El consejero delegado de la eléctrica destacó que en Estados Unidos ha supuesto un abaratamiento del precio del gas y confió en que España no pierda esta oportunidad. 
  • ENAGAS y CLH se han mostrado partidarios de que España explore sus recursos de hidrocarburos no convencionales, entre ellos el gas de esquisto o shale gas, para abordar su posible explotación con garantías ambientales y lograr con ello que el país reduzca su dependencia energética. 
  • Durante las jornadas ‘Asuntos clave de la energía en Europa’, organizada por EnerClub (CLUB DE LA ENERGÍA), el presidente de ENAGAS, Antonio Llardén, consideró «fundamental» que el continente «vea hasta qué punto dispone de ‘shale gas’, ya que su extracción «permitiría reducir una dependencia exterior que puede ser importante y creciente conforme disminuyan los recursos del Mar del Norte».


En todo caso, advirtió de la necesidad de «ser conscientes» de los problemas que podría ofrecer la extracción de estos recursos, entre ellos la posible sismicidad, contaminación de acuíferos y uso intensivo de agua. «Soy optimista» acerca de estas cuestiones medioambientales, ya que la industria europea ha hecho importantes avances medioambientales en el último medio siglo, dijo.                                           

Llardén defendió además una «política común» de la UE sobre los recursos no convencionales y consideró que en España existe «cierto riesgo de desorden legislativo» en esta materia. 

  • Por su parte, el presidente de CLH, José Luis López de Silanes, en las mismas conferencias, consideró que «España y Europa deben seguir con su diversificación, tratando de explorar sus recursos naturales», ya que «la tecnología permite que se empiece a tener producción propia».

López de Silanes puso el «ejemplo» de Estados Unidos, que pasará de importar a exportar gas en 2020 y que está cambiando la geoestrategia energética mundial gracias a «la extracción de petróleo y gas no convencionales». 

  • El presidente de la Corporación de Reservas Estratégicas de Productos Petrolíferos (CORES), Pedro Miras, también aludió durante las jornadas a la extracción de hidrocarburos no convencionales y destacó que su puesta en práctica está «cambiando el panorama energético mundial”. 
  • Durante las mismas Jornadas, el director general de Estrategia y Control de REPSOL, Pedro Fernández Frial, calificó de «clave» la seguridad de suministro y consideró que España es un país con «la obligación de conocer y valorar los recursos de los que dispone». 

Por este motivo, defendió la búsqueda de hidrocarburos en Canarias y de recursos no convencionales en la Península, y consideró necesario apostar por su producción «de forma transparente, competitiva y sostenible».

El país, indicó, tiene un grado de producción propia de «apenas el 0% en petróleo y el 0% de gas natural», por lo que «no queda más remedio que trabajar en la mejora del abastecimiento de hidrocarburos y potenciar la búsqueda de recursos».

Fruto de esta apuesta tecnológica y desarrollo de esta nueva fuente de energía, los permisos de exploración de fracking se multiplican. Algunos de ellos: 24 empresas totalizan 122.

Cambria :                               1 permiso
CBM :                                      1 permiso
CPS (Leni) :                           2 permisos
Enagás :                                 1 permiso
Frontera (San Leon) :       10 permisos
Greenpark :                           1 permiso
Heritage :                               2 permisos
HUNOSA :                              3 permisos
Invexta :                                 2 permisos
Montero :                                             11 permisos
Northern :                                              3 permisos
Oil and Gas :                                       14 permisos
Oil and Gas Skills :                              6 permisos
Petrichor (Heyco) :                             5 permisos
Petroleum (Gas Natural) :                 8 permisos
Pyrenees :                                             5 permisos
Repsol :                                                 9 permisos
Schuepbach :                                       2 permisos
SHESA :                                               12 permisos
Storengy :                                              1 permiso
Teredo :                                                 1 permiso
Trofagás (BNK) :                               12 permisos
Unión Fenosa (Gas Natural) :          6 permisos
Vancast :                                               4 permisos
La importante contribución de los tecnólogos

En 2008 CEPSA inauguró su Centro de Investigación en Alcalá de Henares: un área con 9.000 metros cuadrados dedicados a laboratorios y plantas piloto. La innovación es parte intrínseca de la compañía. El departamento de CEPSA comenzó en 1975 y su presupuesto en I+D no ha dejado de aumentar desde hace años. Sigue al alza: en 2013 invertirá 9,86 millones de euros, lo que supone un aumento frente a los 9,24 millones que dedicó en 2012. Así, la investigación de la compañía se distribuye entre las cuatro divisiones del grupo: refino (un 35% del total), petroquímica (35%), exploración y producción (20%) y corporación (10%).

En el cuartel general de ideas de la empresa en Alcalá de Henares, los proyectos se agolpan. Uno de los principales estudia la recuperación mejorada de petróleo. A diferencia del fracking, técnica que ha revolucionado el mercado energético y que extrae por completo el crudo incrustado en la roca rompiéndola mediante fractura hidráulica, la tecnología de CEPSA es más respetuosa con el medio ambiente: simplemente limpia la piedra a través de la inyección de un detergente que permite recuperar el crudo. Un trabajo conjunto entre las divisiones de química, exploración y producción de CEPSA y su centro de investigación.

«Nosotros no rompemos la roca sino que la “lavamos”. Para ello inyectamos sulfactantes, es decir, un detergente, para que limpie la roca y extraiga el petróleo», señala Rafael Larraz, director del centro de investigación. Como explica, cuando se explota por completo un pozo petrolífero, entre el 40% y el 50% del total del crudo permanece en la roca. La técnica de recuperación permite sacar entre un 10% y un 20% adicional, por lo que la empresa pretende emplearla para alargar la vida de pozos maduros. Así, la compañía comenzará a probar esta tecnología en su centro de producción en Colombia. «Además, el detergente utilizado (LAB) es biodegradable por lo que la tecnología no tiene impacto alguno sobre el medio ambiente», afirma Larraz.

Otras compañías como BAKER HUGHES llevan años aplicando la tecnología de fractura hidráulica para extraer el gas de esquisto, y han dedicado y dedican especiales esfuerzos a minimizar los riesgos que aseguren una eficiente y sostenible explotación de los recursos. La experiencia demostrada de esta compañía y otras similares, que durante décadas han trabajado en este campo en EEUU, avalan y garantizan el acceso a esta fuente de anergia, minimizando los riegos:

La gestión del riesgo, indica BAKER HUGHES, comienza con el análisis exhaustivo de los yacimientos y estudios de viabilidad técnico y económico, para que el equipo de expertos pueda desarrollar su labor de forma eficiente y segura:

  • Posicionamiento eficiente de los pozos en el campo de producción para maximizar la reserva y optimizar la logística del agua
  • Construcción apropiada de los pozos para asegurar el aislamiento de la población
  • Estimulación optimizada de la fractura hidráulica para maximizar la producción y el retorno de la inversión
  • Mejora de las tecnologías de recuperación para extender la vida del pozo
  • Procedimientos seguros y eficientes para restablecer las condiciones al final de la vida útil del pozo.

Ningún organismo regulador en EEUU ha documentado ningún caso de fractura hidráulica en el que se haya producido contaminación de los acuíferos de agua dulce a través de los estratos fracturados. Eso es en parte debido a las fuertes barreras naturales y a las barreras artificiales construidas en el proceso de perforación del pozo. Pero también es en parte debido a que el fluido de fracturación se compone principalmente de agua y arena (99,51 %).

La fractura hidráulica se puede realizar utilizando agua y arena; sin embargo se pueden añadir fluidos que mejoran el proceso de fractura y minimizan aún más los riesgos. Se añade el agua a los productos químicos, tales como:

  • Reductores de fricción para hacer el agua más fácil de bombear y reducir el número de camiones en las carreteras.
  • Surfactantes para permitir que el aceite y el gas fluyan más fácilmente a través de la formación de roca y permitir la rápida recuperación de más recursos
  • Agentes de reticulación para mejorar la propiedades espesantes de gel y optimizar el área efectiva de la fractura, minimizando de este modo el número de pozos necesarios para recuperar los recursos
  • Agentes de control de las bacterias para desinfectar el agua utilizada durante el proceso de fracturación para prevenir el crecimiento de bacterias, que pueden corroer revestimiento y el cemento.

Debido a que cada reserva de gas de esquisto es diferente en términos de propiedades de las rocas y requisitos de fractura hidráulica, los responsables de la prospección necesitan disponer de un conjunto de aditivos para optimizar el tratamiento particular de cada pozo. Es por eso que BAKER HUGHES gasta millones de dólares cada año para desarrollar aditivos de alto rendimiento y otros productos para técnicas de extracción de combustibles fósiles. BAKER HUGHES no sólo dedica sus esfuerzos a mejorar el rendimiento del pozo, los recursos destinados a investigación y desarrollo interno han ido dirigidos durante décadas a la gestión ambiental como una componente de mejora técnica continua. En particular, la compañía se compromete a identificar los riesgos químicos en los productos existentes y desarrollar alternativas con prestaciones técnicas equivalentes, pero con riesgo ambiental más bajo. Un enfoque integrado aborda el ciclo de vida completo de la reserva, teniendo en cuenta no sólo la construcción y la producción inicial de cada pozo individual, sino también los otros problemas a lo largo de la vida útil, tales como la evolución de los medios mecánicos y químicos a medida que madura , así como tecnologías de abandono seguras.

Conclusiones

Estamos ante un cambio de era energética, en el que nuevos actores globales empiezan a jugar un importante papel, gracias a la aparición en el mix de energía primaria de una nueva fuente energética como es el gas de esquisto. Los grandes avances tecnológicos, que han demostrado la viabilidad técnica de extracción de este recurso respetando el medioambiente, abre el camino para que cada país donde este recurso está disponible pueda estudiar la viabilidad comercial.

En España queda un importante camino que recorrer, sobre todo en el ámbito de regulación gubernamental, pero no hay ninguna duda de que las empresas energéticas están dispuestas, una vez más, a comprometerse con el reto de hacer este de recurso una oportunidad para el crecimiento sostenible del país.

Además el SpainGBC® aporta, con sus herramientas LEED®, el marco, la estructura, los medios y los recursos para llevar a cabo los desarrollos urbanos, paisajísticos y de los edificios que la explotación de los preciados recursos de esta energía barata y abundante necesitan, se lleven a cabo con los mas altos criterios de excelencia en sostenibilidad.

 

Javier Martín Guerrero, es Ingeniero Superior Industrial por la Universidad Politécnica de Madrid (1983). Es Director General de APLEIN INGENIEROS , www.apleiningenieros.com. Ocupando actualmente el cargo de Secretario del SpainGBC®.