Por Martín Bronstein.

YPF está sufriendo las consecuencias de los cuatro años de gestión macrista que la dejaron en una posición de alta vulnerabilidad. La gestión en ese período fue errática: disminuyeron las inversiones en Vaca Muerta, aunque se invirtió en comprar centrales térmicas de generación eléctrica y se creó YPF Luz para invertir en energías renovables, un negocio que está fuera del foco de la compañía.

YPF es una herramienta fundamental para el desarrollo de Vaca Muerta y Vaca Muerta es fundamental para el desarrollo de nuestro país. Así lo entendió Cristina Kirchner cuando en 2012 decidió la recuperación de YPF. Así no lo entendió Mauricio Macri cuando, durante su mandato, YPF perdió liderazgo y disminuyó las inversiones necesarias.

Hace dos semanas YPF fue noticia por los resultados negativos de su balance del segundo trimestre, el cual reflejaba la abrupta caída de la demanda por la pandemia y el impacto del congelamiento del precio de los combustibles. Sin embargo, más allá del contexto, YPF está sufriendo las consecuencias de los cuatro años de gestión macrista que la dejaron en una posición de alta vulnerabilidad. Durante el gobierno de Cambiemos no se tomó en cuenta el valor estratégico de YPF y funcionó con la lógica de una empresa privada sin compromiso con el país. La gestión en ese período fue errática: disminuyeron las inversiones en Vaca Muerta, aunque se invirtió en comprar centrales térmicas de generación eléctrica y se creó YPF Luz para invertir en energías renovables, un negocio que está fuera del foco de la compañía.

Además, el deterioro se ve reflejado en el balance de 2019 que dio pérdidas por más de $ 33 mil millones y que muestra el aumento del ratio de deuda/ebitda de 1,5 a 2,7, un problema que está renegociando la gestión actual de la empresa. En 2015, cuando termina el mandato de Cristina Kirchner, YPF tenía un valor de mercado de US$ 6.550 millones; en 2019 cuando termina el gobierno de Macri YPF valía poco más de la mitad, US$ 3.400 millones.

Los malos balances de las petroleras se dieron a nivel mundial. Exxon Mobil y Chevron, por ejemplo, registraron las peores pérdidas en décadas después de la pandemia. La pérdida de Exxon de US$ 1,1 mil millones en el segundo trimestre fue la más profunda en la historia moderna de la compañía. Chevron registró su peor desempeño en al menos tres décadas. El petróleo se ha convertido en el sector de peor desempeño de los mercados de valores de EEUU. Lo mismo ha ocurrido, aunque en menor medida, con las empresas europeas como Shell y Total, las que pudieron compensar parte de las pérdidas gracias al downstream, aprovechando que los precios de los combustibles en Europa se mantuvieron estables a pesar de la baja del crudo. Por otra parte, las ganancias de Saudi Aramco, la petrolera más grande del mundo, se derrumbaron un 73,4%. Sin duda alguna, este ha sido uno de los trimestres más difíciles para la industria petrolera global donde las cinco grandes petroleras privadas han reducido en casi US$ 50 mil millones el valor de sus activos. Sin embargo, a pesar de esta situación extrema creada por la pandemia, las empresas se recuperarán ya que el mundo va a seguir necesitando del petróleo y el gas por muchas décadas.

El sistema petrolero mundial está estructurado a partir de grandes empresas que producen diariamente el crudo que el mundo necesita para su funcionamiento. Antes de la pandemia, la demanda alcanzaba los 100 millones de bpd, en abril se derrumbó a 74 millones, hoy se está recuperando y se calcula que para fin de año llegará a 94 millones de bpd. En nuestro país, los porcentajes fueron similares, o incluso peores. A pesar de la crisis actual, el petróleo sigue siendo imprescindible ya que el 95% del transporte se mueve con derivados de esta fuente de energía y su uso como materia prima para la industria petroquímica es irreemplazable. Todavía el petróleo es imprescindible. Esto hizo que las compañías petroleras, además de sus intereses económicos, hayan cargado a través de la historia con el mandato de garantizar este recurso estratégico para sus países de origen.

Actualmente, en el mundo encontramos tres categorías de empresas petroleras. Por un lado están las llamadas Internacional Oil Companies (IOCs), entre las cuales encontramos a Exxon Mobil, Shell, BP, Total y Chevron, entre otras. Estas empresas son totalmente privadas. Hoy, las IOCs tienen sólo el 15% de las reservas petroleras mundiales, pero producen alrededor del 45% del petróleo a nivel global.

Luego, están las denominadas Nacional Oil Companies (NOCs), las cuales funcionan como una extensión de los gobiernos. En general, estas empresas nacieron con el objetivo de defender los recursos petroleros y apropiarse de su renta. Entre estas encontramos hoy a Saudi Aramco (Arabia Saudita), PEMEX (México, PDVSA (Venezuela), las empresas chinas y las empresas estatales de los países pertenecientes a la OPEP. Estas empresas funcionan adecuadamente en los países con grandes recursos petroleros de fácil extracción. Hoy, las NOCs poseen el 85% de las reservas y producen aproximadamente el 50% del petróleo a nivel mundial.

Por último están las llamadas empresas mixtas como nuestra YPF actual, Petrobras y Equinor (Noruega). Tienen participación accionaria mayoritaria estatal, pero poseen una autonomía estratégica y operativa que le permite una gestión dinámica y acceso al mercado de capitales para poder desarrollar sus recursos.

YPF  tiene una historia única ya que, en pocos años, pasó por las todas las categorías.  Entre 1922 y 1993, fue una empresa 100% estatal, que dadas las características geológicas y los problemas políticos de nuestro país, no logró alcanzar el autoabastecimiento de manera sostenida. En 1993, se reestructura el sector petrolero y nace una nueva YPF privada con sólo un 20% de capital estatal, que alcanza el autoabastecimiento, pero a costa de descuidar la inversión en exploración lo que generó una disminución de las reservas.  En 1999, el ex presidente Carlos Menem decide, extrañamente, vender el 100% de YPF a Repsol. Con esta venta, YPF deja de ser YPF y pasa a ser Repsol YPF, una empresa que, siguiendo la lógica de las IOCs, deja de tener como objetivo principal el desarrollo hidrocarburífero de nuestro país y establece una estrategia de crecimiento global.

En 2007, el entonces presidente Néstor Kirchner, con el objetivo de cambiar esa lógica, impulsa el ingreso de capitales nacionales  a YPF, lo que permite tomar posición en el desarrollo de Vaca Muerta. En 2010, YPF perfora el primer pozo no convencional de gas en Argentina y comienza a adquirir áreas en esa formación, de tal forma que hoy YPF tiene el 40% de la superficie de Vaca Muerta.

En 2012, el mundo se enfrentaba a una posible crisis petrolera porque la oferta de crudo convencional estaba llegando a su máximo y la demanda global seguía aumentando impulsada por el crecimiento de China. Cristina Kirchner decidió entonces acelerar el desarrollo de los recursos de Vaca Muerta. Para esto, decide la expropiación del 51% de las acciones de YPF que tenía Repsol y que el estado retome el control del a empresa. Fue una sabia decisión política de seguridad energética. Nace así la YPF mixta con el mandato de hacer de Vaca Muerta una realidad y lograr el autoabastecimiento de manera sustentable.

En el actual contexto de nuestro país, es cuando más necesitamos a YPF. Hoy Argentina tiene que desarrollar Vaca Muerta como motor de crecimiento y oportunidad para aumentar de manera significativa nuestras exportaciones. Las distintas empresas petroleras que operan en nuestro país son también necesarias, pero tienen una lógica de oportunidad que hace que su compromiso con las inversiones en Vaca Muerta dependan muchas veces de agendas globales o de condiciones coyunturales. Sólo YPF nos garantiza su compromiso con el desarrollo de los recursos no convencionales en nuestro país, por eso, hoy es clave tomar las medidas necesarias para fortalecer a YPF. Tenemos que cuidar a nuestra empresa petrolera, Argentina la necesita.

Fuente: Política y Medios

https://politicaymedios.com.ar/nota/15424/ypf-una-empresa-argentina-que-tenemos-que-fortalecer/

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La Casa de San Luis realizó una nueva actividad virtual. Se trata de un ciclo de charlas, en el marco de la crisis sanitaria y para dar continuidad a las actividades de políticas públicas, culturales, científicas, económicas y tecnológicas.

La directora de la Casa de San Luis, Laura Cuffini, agradeció la participación y destacó que en medio esta pandemia es “urgente comprender que la cuestión medioambiental es un derecho humano y San Luis es pionera en políticas públicas para garantizarlo”.

El experto invitado Víctor Brosntein, dijo: “Las energías renovables son el futuro; la reflexión que tenemos que hacer es a cuántos años estamos de ese futuro” y agregó que “las transiciones energéticas se dan en el mundo para mejorar la calidad energética y son procesos que llevan décadas”.

En la charla, Bronstein analizó la evolución de las fuentes de energía a lo largo de la historia de la humanidad, su calidad, su potencia, duración y flexibilidad del uso, capacidad de almacenamiento y sus variadas características.

Luego expuso Evangelina Cornellana, técnica en energías renovables, jefa del Subprograma de Energías Renovables y Eficiencia Energética del Gobierno de San Luis y especialista en energía solar fotovoltaica.

En su intervención detalló la implementación de políticas públicas para lograr el equilibrio en la provincia entre medioambiente, desarrollo y energías renovables. “Las políticas transversales en San Luis van más allá del cuidado del planeta sino que fueron útiles para llevar luz y conectividad, usar material sustentable para las obras, cambiar la calidad de vida de las personas que viven en la zona rural y lograr la integración a las urbes”.

De la actividad participaron: Franco Todone de la UNLC junto a docentes y alumnos; Zulema Rodriguez Saá, presidenta de Laboratorios Puntanos; Liliana Scheines, coordinadora del Comité de Refugiados y público presente.

A su vez, la Casa de San Luis presenta cada jueves, a las 18:00, el ciclo de breves entrevistas en vivo en tiempos de pandemia desde su cuenta de Instagram @casadesanluisba, y los “viernes expo” de arte virtual también desde sus redes.

Publicado en Agencia de noticias San Lui http://agenciasanluis.com/notas/2020/09/09/la-casa-de-san-luis-continua-con-el-ciclo-de-charlas/

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Más allá del drama por las muertes provocadas por el COVID-19 y los estragos ocasionados en la economía global, la pandemia también está desafiando el sistema energético mundial.

Por un lado, la industria del petróleo y el gas ha disminuido de manera muy significativa sus inversiones en nuevos proyectos. Según Rystad Energy, la disminución podría alcanzar el 75% respecto a los niveles de 2019, ya que los gastos en exploración y producción caigan mucho más de lo que se calculaba al comienzo de la crisis.  Del valor total de la inversión global en 2020, se espera que unos US$ 27 mil millones sean para proyectos en alta mar, y los US$ 20 mil millones restantes para tierra adentro. En 2019, el valor total de la sanción alcanzó los US$ 197 mil millones, con US$ 109 mil millones destinados a proyectos en alta mar y US$ 88 mil millones a proyectos en tierra. Esto podría generar una crisis de oferta en los próximos años. Incluso, estos valores podrían ser aún menores si no fuera por los recientes desarrollos en Noruega y Rusia. El paquete de desgravación fiscal anunciado por el gobierno noruego el mes pasado ha ayudado a los operadores de petróleo y gas a mejorar la economía de los proyectos en Noruega, a pesar del discurso anti combustibles fósiles de ese país.

A estas cuestiones se suman los proyectos de la Unión Europea y las propuestas del candidato demócrata Joe Biden en EEUU para acelerar la transición energética hacia las llamadas energías limpias en una cruzada contra los combustibles fósiles, que se suma a la que en su momento Alemania y otros países hicieron contra la energía nuclear. Sin embargo, el presidente y candidato a la reelección, Donald Trump, refuerza su apoyo a la industria petrolera como garante de la independencia energética y la seguridad nacional. En las últimas semanas se ha lanzado una nueva campaña de promoción del hidrógeno y reforzado los subsidios a los vehículos eléctricos. Como afirmamos reiteradamente, esta manera de pensar el sistema energético global como una lucha entre distintas fuentes, tiene más que ver con cuestiones geopolíticas que con avances tecnológicos, de ahí sus dificultades. El llamado “net zero” para 2050 es hoy una meta sin plan.

Como contrapartida, se lanzó una nave hacia Marte, un paso importante en la investigación del espacio. La carrera espacial que se desarrolló durante la guerra fría, fue un factor fundamental para el desarrollo tecnológico, desde los motores de propulsión y nuevos combustibles, pasando por la creación de nuevos materiales hasta el desarrollo de la microelectrónica. El cohete Atlas V que llevó al espacio el módulo hacia Marte tiene dos etapas. En la primera, se utilizó un motor propulsor ruso RD-180 que usó como combustible el llamado RP-1 (Rocket propellant) que es un derivado del petróleo semejante al kerosene. Se oxida utilizando oxígeno líquido (LOX) llegando a casi 3400°C, produciendo una gran potencia para el despegue. Actualmente se está ensayando un nuevo motor BE-4 que utilizará metano en vez del RP-1. En su segunda etapa, llamada Centauro, utiliza el motor RL-10 que quema hidrógeno líquido. Por su parte,  la fuente de energía para el vehículo marciano es un generador termoeléctrico de radioisótopos, RTG, que genera energía eléctrica al convertir el calor generado por la descomposición del combustible de plutonio-238 en electricidad utilizando un sistema de termocuplas y donde se aprovecha también el calor para mantener la temperatura de la nave espacial en el rango en que funcionan los dispositivos. En la misión también hay un pequeño helicóptero que utiliza paneles solares. Es decir, el viaje a Marte, una gran empresa tecnológica, se sustenta en distintos dispositivos y fuentes de energía, todas necesarias: derivados del petróleo o gas natural, hidrógeno, energía nuclear y energía solar.

Es un buen ejemplo que nos señala que el futuro sistema energético global no debería construirse a partir intereses geopolíticos o comerciales sino del concepto de ecología de fuentes energéticas, donde cada una tendrá su lugar, su uso y su aplicación.

 

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En las últimas semanas los medios de prensa comenzaron una nueva campaña de promoción del hidrógeno para uso energético, reflejando las estrategias de los países europeos para alcanzar el objetivo de “net zero” (emisiones cero)  en 2050. En nuestro país, YPF también se sumó a esta ola de final todavía incierto. Después de décadas de estancamiento y amaneceres falsos,  la Unión Europea estableció una nueva estrategia para el hidrógeno, nuevamente inspirada más en cuestiones geopolíticas que tecnológicas. Este impulso está  sustentado en que las energías renovables se están topando con ciertos límites a su desarrollo y porque tampoco han logrado la baja esperada en las emisiones de CO2. Más allá del fenomenal sistema de subsidios, hay problemas que tienen que ver con la termodinámica y la estructura del régimen energético de nuestras sociedades. Sólo el 40% de la energía primaria se utiliza para generar electricidad; calor y movilidad son muy difíciles de reemplazar por fuentes como la solar y la eólica. Y estas fuentes requieren la utilización de más materiales y minería. Ante esta situación,  los promotores de la descarbonización están proponiendo esta nueva agenda aún más ambiciosa, tal vez como una manera de encubrir sus predicciones erróneas.  Alemania y el Reino Unido son un buen ejemplo del enfoque europeo emergente. Estos países  planean quemar hidrógeno en lugar de gas natural para generar electricidad con el objetivo de equilibrar y asegurar el inestable sistema eólico y solar creado por US$ 14 mil millones al año en subsidio en el Reino Unido y más de US$ 30 mil millones en Alemania.  El hidrógeno reemplazará al gasoil para la maquinaria agrícola y para los camiones, y suministrará casi todo el calor del proceso industrial. Además, para garantizar que los hogares no recurran a la calefacción eléctrica resistiva cuando sus bombas de calor  no funcionan en los días más fríos del año, cada casa tendrá una caldera de respaldo alimentada con hidrógeno. Un proyecto para el primer mundo y con muchos interrogantes tecnológicos.

El problema es que el hidrógeno no es una fuente de energía, no se encuentra libre en la naturaleza y hay que producirlo, para lo cual se utilizan dos procesos conocidos desde hace muchos años,  como la electrólisis del agua y la reforma química del gas natural utilizando vapor (Stream Methane Reforming). Ambos procesos funcionan bien para la producción de poco volumen de hidrógeno para fines específicos y no energéticos. Pero, con la tecnología actual, es un sinsentido termodinámico sugerir su uso para la producción de hidrógeno como un vector energético para toda la sociedad. Este objetivo ya había sido planteado por Jeremy Rifkin en 2002 en su popular libro “La economía del hidrógeno”. Ahí Rifkin planteaba una utilización casi utópica del hidrógeno inspirado en la necesidad de buscar reemplazos para los combustibles fósiles. En ese momento, el problema no era las emisiones de CO2 sino la dependencia cada vez mayor de EEUU y los países OCDE del petróleo árabe. Hoy, el objetivo declarado es la descarbonización, pero la tecnología no ha cambiado y los problemas relacionados a la producción del hidrógeno tampoco. La novedad, en todo caso,  es la capacidad instalada de energías renovables que permitirían lograr la producción de hidrógeno sin emisiones. Por eso, antes de contar los proyectos impulsados principalmente por Alemania, hay tres desventajas principales que es importante tener en cuenta:

En primer lugar, los costos serán enormes. Los SMR y los electrolizadores son caros de construir y operar, y los electrolizadores al menos no tienen una vida útil prolongada, lo que implica un ciclo de renovación de capital corto. A esto podemos agregar el reemplazo de dispositivos de conversión final y el establecimiento de infraestructura de hidrógeno, tuberías y sistemas de almacenamiento que van desde tanques hasta cavernas de sal.

En segundo lugar, debido a las pérdidas de conversión y almacenamiento, el hidrógeno de la electrólisis y SMR nunca puede competir económicamente con sus propios combustibles  que son utilizados para su generación. Es más eficiente y económico utilizar la electricidad y el gas natural directamente. En consecuencia, habrá ventajas competitivas sustanciales para las economías que no sigan con la agenda europea del hidrógeno.

En tercer lugar, el Steam Methane Reforming emite grandes cantidades de dióxido de carbono, comprometiendo cualquier objetivo de Net Zero a menos que los SMR estén equipados con captura y secuestro de carbono (CCS), que es costoso y actualmente no está disponible a gran escala. De hecho, lo que revela la exageración actual sobre el hidrógeno es que los objetivos globales del Net Zero dependen de manera crítica del metano ya que la mayor cantidad de hidrógeno se obtendrá a partir del SMR, por lo tanto, el objetivo de no emisión se logra sólo por la captura de carbono. Pero si CCS se vuelve viable, lo cual es posible, será más efectivo usar el metano directamente en las turbinas de gas de ciclo combinado con CCS, y suministrar electricidad al consumidor, y no habría razón para producir hidrógeno, con todos sus costos asociados, problemas y peligros. Por esta razón, el objetivo del proyecto europeo es establecer una economía del hidrógeno a partir del hidrógeno verde.
El llamado “hidrógeno verde” se lo está promocionando como uno de los combustibles del futuro en la Unión Europea y también en Japón, China, Estados Unidos, Australia y Corea del Sur.  Alemania apunta a liderar comercialmente su desarrollo y anunció que invertirá 9 mil millones de euros. Una iniciativa que va de la mano con la creciente producción de energía renovable.

El hidrógeno verde es aquel obtenido a través de la electrólisis del agua, con el aporte de electricidad proveniente de fuentes renovables. La quema de este gas emite solo agua y no genera emisiones de dióxido de carbono (CO2). Alemania es uno de los países que más ha impulsado la transición energética. En este marco, busca desarrollar una “estrategia nacional de hidrógeno” (NationaleWasserstoffstrategie) con una inversión centrada en el apoyo a la electrólisis y apuntando a la generación de 14 TWh a partir del hidrógeno verde para 2030,lo que cubriría alrededor del 15% de la demanda total esperada. El gobierno alemán estima que su consumo de hidrógeno podría aumentar de los actuales 55 TWh a un rango de 90-110 TWh para 2030.

Según Peter Altmaier, ministro de economía y energía de Alemania, el objetivo es claro: “Buscamos liderar el suministro mundial de tecnología de hidrógeno, pero también la producción. Nos proponemos llegar a ser el país número uno por razones de competitividad, pero sobre todo para cumplir con nuestros ambiciosos objetivos climáticos.” De los 9 mil millones de euros que invertirán, 7 mil serán para desarrollar el mercado interno de tecnologías de hidrógeno y 2 mil para acuerdos internacionales. Estas declaraciones muestran una vez más el objetivo geopolítico no declarado detrás de la agenda energética alemana. El hidrógeno en su estado de desarrollo actual no es la mejor solución energética, pero permitiría la transición energética de los recursos naturales como los hidrocarburos, (que Alemania no tiene) a los recursos tecnológicos (que Alemania sí tiene) más el viento y el agua.

En este sentido, se espera que el hidrógeno verde permita utilizar la energía renovable que no se consume por la red eléctrica y que, por lo tanto,  no se puede almacenar. Es decir, sería muy útil como vector o portador de energía capaz de almacenar los excedentes de energía eléctrica proveniente de fuentes renovables, como la solar o eólica

Hoy en día, el hidrógeno se utiliza principalmente como insumo para la industria (producción de amoniaco, metanol, acero, alimentación y refinación de petróleo).También sirve como combustible para vehículos eléctricos que funcionan con celdas de combustible de hidrógeno (fuel cell) aunque su uso es muy acotado, fundamentalmente por los altos costos y la falta de infraestructura. Japón, con más de 100 estaciones de servicio de hidrógeno, y Alemania con 82, se encuentran a la vanguardia de esta tecnología. Según la Alianza de Hidrógeno de China, si cumplen los plazos establecidos, para fines de este año el gigante asiático debería tener un total de 66 instalaciones de reabastecimiento.

Hoy, alrededor del 95% del hidrógeno que se utiliza en el mundo se obtiene a partir del gas natural, a través del proceso de SMR que consiste en separar el hidrógeno haciendo reaccionar gas con vapor de agua en presencia de un catalizador. Esta forma de producir el hidrógeno da como resultado de 9 a 12 toneladas de CO2 por cada tonelada de hidrógeno producido, por lo que no parece que tenga sentido para ser el sustituto de los fósiles. La electrólisis es una alternativa que permite obtenerlo a partir del agua (H2O). Para esta reacción es necesario el aporte de una gran cantidad de electricidad, que permite descomponer el agua y obtener moléculas de oxígeno e hidrógeno.

Figura 1: Formas de producción del hidrógeno. El hidrógeno se puede producir a partir de fuentes renovables utilizando biogás, una forma gaseosa de metano obtenida de la biomasa, o mediante electrólisis, utilizando electricidad generada por fuentes renovables. Fuente: Shell

Según la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA) actualmente menos del 1 % del hidrógeno se produce a partir de energías renovables. Su desarrollo a escala industrial se encuentra aún en etapa experimental y su futuro depende de solucionar problemas tecnológicos y encontrar formas de producción a precios competitivos. Sin embargo, IRENA asegura que recién entre 5 y 15 años el hidrógeno verde podría ser competitivo con el hidrógeno proveniente de energía fósil.

La estrategia nacional para el hidrógeno pone de manifiesto que Alemania ha decidido invertir fuertemente para desarrollar la producción y el uso del hidrógeno verde en su mercado interno. A su vez, dado que las capacidades de generación renovable en Alemania son limitadas, impulsará proyectos colaborativos con la Unión Europea y en otros continentes. En este sentido, consideran la construcción de instalaciones para aprovechar la energía de los parques eólicos en el Mar del Norte y el Mar Báltico, y el potencial para la energía solar y eólica del sur de Europa. Suponen que, en el futuro a mediano y largo plazo, será necesario importar hidrógeno para abastecer la creciente demanda.

Fuera de Europa, una de las instalaciones experimentales más avanzadas para producir hidrógeno de origen renovable a escala industrial se encuentra en Japón, que también apuesta a este gas como combustible del futuro. El Fukushima Hydrogen Energy Research Field (FH2R) fue presentado a principios de este año por la empresa Toshiba y utiliza un parque solar de 20MW, respaldada por energía renovable de la red, para ejecutar un electrolizador de 10MW. Su producción inicial está pensada para alimentar a los coches y autobuses de pila de hidrógeno que se utilizarán en los Juegos Olímpicos de Tokio, que buscan mostrar como “un punto de inflexión en la realización de una sociedad de hidrógeno”.

Figura: Campo de investigación de energía de hidrógeno de Fukushima (FH2R). Fuente: Toshiba

En Estados Unidos se espera para 2023 la construcción de una instalación para producir hidrógeno verde en Lancaster, California, que producirá unas 40 mil toneladas al año, capaz de alimentar diariamente a 2,2 mil vehículos eléctricos con celdas de combustible. Aseguran serán capaces de suministrar el combustible a un costo competitivo con la tecnología de producción de hidrógeno convencional.

El uso de hidrógeno como combustible alternativo a los tipos convencionales es uno de sus grandes atractivos. Los alemanes lo consideran sobre todo para el transporte pesado, cuando el uso directo de la electricidad no alcanza para sustituir a los combustibles fósiles. Por ejemplo, en la aviación y el transporte marítimo; o en el transporte terrestre para trenes, autobuses de larga distancia y camiones. Esto puede ser posible gracias al desarrollo tecnológico de las pilas de combustible. Una celda o pila de combustible es un dispositivo electroquímico capaz de transformar la energía química, en este caso proveniente del hidrógeno, en energía eléctrica, mediante su combinación con el oxígeno del aire

Varias empresas llevan adelante proyectos relacionados con los vehículos de hidrógeno, que a diferencia de los eléctricos tienen una autonomía y tiempo de carga similar a los motores diesel actuales, entre 3 y 5 minutos. Toyota, BMW, General Motors y Hyundai, entre otras, tienen planes para desarrollar autos, camiones y barcos en base a este combustible. La fabricante Nikola Motor ha llamado la atención recientemente gracias ala fuerte promoción de sus camionetas y camiones eléctricosen base a hidrógeno. Su CEO, Trevor Milton,busca seguir los pasos de Tesla y anunció que iniciará la construcción de su primera fábrica el próximo 23 de julio en Arizona (EEUU), y promete producir 35.000 camiones eléctricos al año.

Figura2: Camión con celda de combustible de hidrógeno. Fuente: Nikola

Figura3: De la creación al consumo de hidrógeno. Fuente: Nikola

La empresa francesa Alstomha aplicado el hidrógeno de manera experimental en el transporte ferroviario con pasajeros. Recientemente presentó en el norte de Alemania un tren impulsado por esta tecnología, que proporciona una alternativa libre de emisiones para líneas no electrificadas, donde hasta ahora circulan trenes diesel. Tienen 1000 km de autonomía y alcanzan 140 kilómetros por hora.

Alemania busca reducir su dependencia de los combustibles fósiles y liderar la transición energética europea. El desarrollo del hidrógeno verde como vector de energía es una de las claves para alcanzar los objetivos que se proponen para alcanzar la llamada neutralidad climática en 2050. Permitiría abastecer los dos flujos energéticos que posibilitan las sociedades modernas sin emisiones de carbono. Para lograr esto, los desafíos son enormes. Con la tecnología actual, la capacidad de la electrólisis a partir de generación renovables es limitada y no alcanza para abastecer las necesidades de toda la sociedad. Sin embargo, se podría volver a rescatar viejos proyectos que surgieron en la década de los 70 del siglo pasado, cuando después de las crisis petroleras Nixon y sus socios europeos deciden apostar al hidrógeno. Entonces, el físico italiano Cesare Marchetti que trabajaba en la Agencia Atómica de la Comunidad Europea, EURATOM, convenció al gobierno japonés de que el hidrógeno podría tener un futuro como vector de energía universal si se generara a partir de una fuente de energía de muy alta calidad, como los reactores nucleares de alta temperatura, y a través de la descomposición térmica del agua de mar en presencia de un catalizador adecuado. Japón continúa trabajando en silencio en esto. Pero los problemas de ingeniería nuclear y química son todavía de primer nivel, y los resultados no llegarán rápidamente. Pero al menos el concepto tiene una base física auténtica. Así, el futuro del hidrógeno verde parecería estar más allá de la electrolisis y el SMR ¿Alemania será capaz de volver a la energía nuclear para materializar su proyecto del hidrógeno?

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Mientras se debate sobre las inversiones en el sector petrolero, el futuro de la demanda y las especulaciones sobre el precio del crudo, en las últimas semanas hemos visto una gran presencia mediática en la promoción del llamado hidrógeno verde.

Los programas respecto a la utilización del hidrógeno como fuente de energía (que no lo es) se iniciaron en 1974 en EEUU después de las crisis petroleras de 1973. En ese momento, el presidente Nixon implementó distintos proyectos para salir de la dependencia del petróleo ya que EEUU se había convertido en un importador neto. En ese mismo año, se crea también la Agencia Internacional de Energía con el mismo objetivo, donde participan los países OCDE.

Sin embargo, este nuevo impulso no está sustentado en ninguna innovación tecnológica que lo justifique sino en la agenda del cambio climático por parte de los países europeos que han planteado nuevos subsidios a las energías renovables a partir de la pandemia del Covid-19. En Gran Bretaña, por ejemplo, los lobistas verdes están presionando a Boris Johnson para que imponga impuestos al carbono en sectores claves de la economía que aumentarían en US$ 4 mil millones anuales las facturas de calefacción. En el sector eléctrico, donde los subsidios a las energías renovables ya cuestan a los consumidores más de US$ 13 mil millones al año, se agregarían otros US$ 3, 25 mil millones.

En realidad, esto está mostrando que la transición energética para reemplazar a los combustibles fósiles está sustentada hoy más sobre intencionalidades políticas para salir de la dependencia del petróleo que basada en un quiebre tecnológico que posibilite un sistema energético sustentable.  Así lo ve China, que en una reunión, en agosto del año pasado, cuando el ministro de Relaciones Exteriores de Irán, Mohammad Zarif, visitó a su homólogo de China, Wang Li, para presentar una hoja de ruta sobre una asociación estratégica integral de 25 años entre China e Irán.

Si bien los detalles del acuerdo no se divulgaron en ese momento, hoy algunos de los elementos secretos se han comenzado a conocer. China invertirá US$ 280 mil millones en los próximos cinco años en el desarrollo de los sectores de petróleo, gas y petroquímica de Irán. A cambio de esto, las compañías chinas tendrán la primera opción para los proyectos en estos sectores y gozarán de un descuento en las compras.

El petróleo sigue siendo una fuente de energía muy difícil de reemplazar y tiene, por lo tanto, un componente geopolítico indudable y China, que es hoy el primer importador mundial de crudo, juega a garantizarse el recurso, más allá del hidrógeno, el crecimiento de las energías renovables, las sanciones norteamericanas y la agenda energética europea.

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En el marco del ciclo diálogo de saberes organizada por Secretaría de Extensión Universitaria de la Universidad Nacional de la Patagonia San Juan Bosco, se llevó a cabo la disertación sobre el futuro del petróleo en la postpandemia. Participaron de la mima el director del Ceepys, Víctor Bronstein, el presidente de Petrominera, Javier Touriñan, y el presidente de la Cámara de Empresas Contratistas del Golfo San Jorge, Ezequiel Cufré. La moderación estuvo a cargo de Jorge Gil, Ex rector de la UNPSJB y coordinador de la Cátedra Libre de Pensamiento e Integración Latinoamericana.

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El mercado se ha equilibrado en estas últimas semanas, sin embargo la actual estructura de producción global de petróleo genera incertidumbres hacia el futuro. A comienzos del siglo, el petróleo convencional comenzó a dar signos de agotamiento y los países OPEP eran los únicos que tenían capacidad de producción excedente mientras que los países no pertenecientes al cartel producían a su máxima capacidad. La OPEP regulaba y equilibraba un mercado donde el aumento de la demanda por parte de China y una oferta limitada hacía subir los precios del crudo ubicándose en la franja de los cien dólares. Las energías renovables eran todavía un proyecto y el petróleo no tenía reemplazo como fuente de energía. El sistema era relativamente predecible.

Esto permitió el desarrollo del shale en EEUU que rompió aquel equilibrio. Hasta el COVID-19, el shale norteamericano lograba aumentar la producción de manera constante, haciendo que los recortes de la OPEP sólo sirvieran para que EEUU ganara mercados. Sin embargo, la industria del shale alcanzó su punto máximo sin ganar dinero. Durante la última década y media, la industria del esquisto totalizó US$ 300 mil millones de cash flow negativo neto, anotó otros US$ 450 mil millones en capital invertido y vio más de 190 quiebras desde 2010.

Los problemas del shale son endémicos y generan incertidumbres que hacen difíciles los pronósticos. Hoy los productores de shale están en modo supervivencia y redujeron el CAPEX en US$ 85 mil millones este año. Pero si suben los precios, este panorama cambiará y el shale puede resurgir, aunque según Rystad Energy no alcanzará los niveles de febrero pasado hasta 2023.

A esto se suma el desarrollo de las energías renovables y la lenta pero constante penetración de los automóviles eléctricos que recortarán la demanda de crudo, aunque todavía es difícil prever en qué medida. Tampoco hay que olvidar que el mundo está explotando una mayoría de yacimientos maduros que tienen una declinación promedio del 6% anual. Según la EIA, el suministro de petróleo se reduciría en más de 35 millones de bpd si no se hiciera una inversión de capital en los campos existentes o nuevos hasta 2025.

Para evitar esta situación se necesitan precios altos del petróleo. Esta semana, JPMorgan ha duplicado una predicción anterior de que podríamos entrar en un «superciclo alcista» que podría llevar los precios del petróleo a más de US$ 100/barril debido a un dramático déficit de oferta en los próximos años. Christyan Malek, jefe de investigación de petróleo y gas de JPMorgan en Europa, Medio Oriente y África, reiteró su proyección de que los precios del barril podrían dispararse a US$ 190 debido a los dramáticos recortes de gasto de capital por parte de los productores. El sistema energético mundial se ha complejizado y estamos viviendo una incómoda incertidumbre.

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Por Martín Bronstein

A lo largo de la historia, el petróleo ha sido fuente de riqueza para los países pero también fuente de conflicto. Lo que sucede hoy en Libia da cuenta de ello. La Segunda Guerra Civil de Libia empezó por el control del petróleo y actualmente se libra, en gran parte, alrededor de los puertos petroleros. En el último tiempo este conflicto se ha intensificado y en enero las fuerzas del general Haftar ocuparon las principales infraestructuras petroleras, provocando el derrumbe de la producción de crudo que pasó de 1,140 millones de bpd en diciembre de 2019 a poco más de 82.000 bpd en la actualidad, según cifras de la OPEP.

Libia ha contribuido a recortar los excesos de oferta mundial de petróleo, pero a diferencia del acuerdo OPEP+, de manera involuntaria. En los últimos seis meses, la producción de crudo del país cayó un estrepitoso 92%.

En 2011, previo al boom del shale, EEUU importaba más del 60% del petróleo que consumía. Ante la necesidad de garantizarse este recurso estratégico, el gobierno de Obama buscó asegurarse flujos confiables de crudo desde los principales productores del mundo. Este objetivo impulsó a la OTAN (Organización del Tratado del Atlántico Norte) a bombardear Libia para derrocar a Gadafi en 2011, quien gobernaba el país desde 1969.

Luego de la caída de Muamar Gadafi, Libia quedó envuelta en una furibunda guerra civil entre dos facciones que hasta el día de hoy luchan por hacerse con el control del país. Por un lado, el Gobierno del Acuerdo Nacional (GNA), reconocido internacionalmente por la ONU, que controla la capital, Trípoli, y el noroeste del país. Por el otro, las fuerzas del Ejército Nacional Libio (LNA) comandas por el General Jalifa Haftar que controlan el este y sur de Libia.

Las hostilidades surgen en 2014 cuando el general Haftar, apoyado por el LNA, ordena la disolución del congreso general en Trípoli, que hasta ese momento era dominado por los hermanos musulmanes, con el objetivo de erigirse en el poder. En sintonía, lanza la “Operación Dignidad”, un ataque directo contra grupos islamistas que apoyaban abiertamente a los parlamentaristas. Gran parte del apoyo del LNA a Haftar se debe a que la mayor parte de los oficiales provenían del este del país, una región reticente al control federal sobre sus asuntos internos, principalmente sobre la exportación de petróleo.

Los diputados del Congreso General se negaron a ceder sus cargos y se autoproclamaron como legisladores legítimos, al tiempo que se aliaron con las milicias de Trípoli. Ante la escalada de violencia, en 2015 la ONU diseña un plan de paz con la idea de erigir un gobierno de transición (GNA) con representantes de varios partidos en las cámaras del congreso. A partir de entonces el nuevo gobierno pasó a ser considerado por la ONU como el representante legítimo en Libia.

Las dos coaliciones tienen discursos totalmente opuestos. Las fuerzas del LNA aseguran que están luchando contra el terrorismo islámico mientras que las fuerzas radicadas en Trípoli del GNA proclaman que batallan contra los residuos del antiguo régimen de Gadafi.

Las fuerzas de Haftar controlan la gran mayoría de la infraestructura y recursos petroleros del país. Ya que están en posesión de los grandes yacimientos del este del país, las refinerías más importantes y en enero ocuparon las principales terminales de exportación de crudo y oleoductos gracias al apoyo militar de los Emiratos Árabes, Egipto y Rusia. Por su parte, el Gobierno del Acuerdo Nacional cuenta con un fuerte respaldo de Turquía.

Más allá de varios llamados internacionales a la paz, estos últimos dos años se hizo notoria la idea de Haftar de mantener su ofensiva sobre Trípoli para lograr el control total del país. El conflicto perdura sin un claro ganador. A principios de este año, el gobierno de Erdogan intervino activamente para salvar al GNA ante un ataque apoyado por Emiratos Árabes. Posteriormente, ante la posibilidad de que se revierta la situación y fuera el LNA derrotado, en mayo Rusia desplegó varias aeronaves en el país y profundizó el reclutamiento de mercenarios en Libia.

Antes del conflicto, Libia era el tercer mayor exportador de petróleo de África (sólo por detrás de Nigeria y Argelia). La guerra civil ha privado al país de su principal ingreso de divisas, la Corporación Nacional de Petróleo nacional perdió unos US$ 5.000 millones desde el inicio del bloqueo petrolero a principios de este año.

Los combates entre ambas facciones continúan intensamente. Sea cual fuere el resultado de los mismos genera un perjuicio para las exportaciones de crudo de Libia. Las victorias del GNA no contribuyen a la recuperación de la industria, ya que son las fuerzas de Haftar quienes controlan los yacimientos y demás infraestructura petrolera. Por otro lado, los importadores extranjeros no tratarán con el gobierno oriental, tal es el caso que un buque de guerra francés impidió recientemente que un petrolero de los Emiratos Árabes cargara petróleo libio.

Libia es un país habitado por un gran número de tribus y milicias que Gadafi había logrado controlar durante más de 40 años. La rivalidad territorial entre las mismas también se había visto solapada con una rivalidad cultural entre grupos pro y anti islámicos. Un ejemplo claro de esto es lo que sucedió en el sur del país, la zona más inestable desde el 2011, con conflictos permanentes entre las  tribus árabes de la zona y las tres minorías tradicionales bereber, tubu y tuareg. En la actualidad todos estos conflictos han sido absorbidos, posicionándose de un lado o del otro, por la disputa a nivel nacional entre las fuerzas de Haftar y el GNA. Pareciera que la única manera de volver a la estabilidad sería con un liderazgo fuerte. A costa de fuego, sangre y petróleo un nuevo orden está surgiendo en Libia. ¿Veremos un nuevo Gadafi?

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https://youtu.be/hfQMbAqOcDo

 

Un documental producido por Michael Moore y dirigido por Jeff Gibbs que muestra muchas de las falacias que se han construido sobre las llamadas energías renovables. La civilización actual es producto de la disponibilidad de inmensas cantidades de energía disponibles en el momento que las necesitamos producto de la quema de combustibles fósiles. Estas fuentes de energía han sido el motor del crecimiento y la riqueza de nuestras sociedades modernas. Así, nuestro estilo de vida y nuestros sistemas productivos se basan en una dinámica de la previsibilidad y disponibilidad de energía sin límites.

Sin embargo, hoy estamos llegando al límite del crecimiento en nuestro mundo finito, y las reservas de combustibles fósiles se concentran cada vez más en regiones políticamente “inseguras”. Esto ha llevado a los países centrales a demonizar los combustibles fósiles y proponer un Plan B: que la dinámica del mundo siga igual y propiciar el cambio de las fuentes de energía tradicionales por energías renovables. Este video nos muestra que esto no es tan sencillo y que detrás de este plan hay intereses económicos y geopolíticos.  Estados Unidos tiene el 4,3% de la población mundial y consume el 16,6% de la energía que consume el mundo. Si todos los pueblos consumieran estos niveles de energía, no hay energía renovable ni fósil que alcance. Hay que pensar otros modelos de desarrollo, necesitamos un Plan C.

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El mercado petrolero se está moviendo entre extremos. De un exceso inédito de oferta que llevó el precio del crudo a un valor negativo hace poco más de un mes, podría pasar en pocos años a una crisis de oferta y, consecuentemente, a precios muchos más altos que los actuales.

El colapso del precio ha provocado una ola de enormes recortes de las inversiones en exploración y producción por parte de la mayoría de las compañías de petróleo y gas. Un análisis de la consultora Rystad Energy muestra que el gasto de capital global de las compañías probablemente disminuirá en US$ 100.000 millones este año, ubicándose en alrededor de US$ 450.000 millones, el valor más bajo en los últimos trece años, ya que las empresas están priorizando la liquidez para poder cumplir con el pago de dividendos a los accionistas.

En un escenario base donde los precios del petróleo promedien US$ 35 por barril durante este año, el desembolso de capital podría caer a US$ 380 mil millones en 2020 y a sólo US$ 300 mil millones en 2021. Sin embargo, estos grandes recortes no deben ocultar la historia completa sobre lo que estuvo sucediendo estos últimos años, ya que el capex global de exploración y producción ya era, antes de la crisis, significativamente más bajo que en los primeros años de la última década, cuando el barril de petróleo se ubicaba alrededor de los US$ 100.

Este valor posibilitó el boom del shale en EEUU, con un frenesí de perforaciones y aumento de producción sostenido por el endeudamiento casi ilimitado de las empresas en un mundo donde sobraba liquidez. Después de 2014, ante la baja del precio debido a la nueva oferta de la producción no convencional norteamericana, el mundo petrolero entró en una mentalidad de “Forever Low”, según las palabras del entonces CEO de Shell, Van Beurden que resumían el pensamiento de las grandes compañías.

Ante esta expectativa, comenzó un recorte importante de las inversiones a nivel global. El capex en todo el mundo cayó un 66% entre 2014 y 2016, unos 322.000 millones de dólares, y nunca se recuperó por completo. El capex global de E&P en 2019 fue aproximadamente de US$ 550.000 millones, muy por debajo de los US$ 880.000 millones registrados en 2014.

Aproximadamente el 60% del petróleo mundial proviene de sólo 25 yacimientos, principalmente de Arabia Saudita y Medio Oriente, con una edad promedio de 70 años y que ya experimentan una declinación del 6/7% anual.

¿Qué tan crítica es la falta de suficiente inversión de capital para determinar la oferta futura? En 2018, la Agencia Internacional de Energía (AIE) publicó un informe denominado el Escenario de Nuevas Políticas en el que intentaba responder a esta pregunta, antes de la impensada crisis del COVID-19. Según la AIE, el suministro de petróleo se reduciría en más de 45 millones de bpd si no se hiciera una inversión de capital en los yacimientos existentes o nuevos entre 2017-2025.

Incluso las inversiones continuas en los yacimientos existentes, pero sin la puesta en línea de nuevos yacimientos, también conocido como «disminución observada», aún conducirían a una disminución de cerca de 27,5 millones de bpd durante el período de análisis. Incluso suponiendo que la demanda mundial de petróleo caiga 10 millones de bpd, a 90 millones de bpd, en la era posterior a COVID-19 todavía dejaría una enorme brecha oferta-demanda de 17,5 mbd.

Esto sugiere que la producción podría verse afectada si el capex global se mantiene en los niveles actuales durante otros 2-3 años. En el informe de la AIE, el shale de EEUU estaba destinado a cerrar alrededor de un tercio de la brecha entre la oferta y la demanda al proporcionar 11 millones de bpd de petróleo crudo, condensados y NGL. Sin embargo, la industria del shale ya ha anunciado recortes de capex del 30% y podría ver una caída de producción de 2 millones de bpden 2020. La mayoría de los productores en Permian y Eagle Ford necesitan US$ 46 por barril en promedio para perforar nuevos pozos y US$ 51 en Bakken. Si los precios actuales del petróleo se convierten en la nueva norma, las inversiones petroleras definitivamente seguirán siendo más bajas que los la AIE considera son necesarias. En este contexto, es cuestión de tiempo para que comencemos a ver una grave crisis de oferta, y el “Forever Low” será cosa del pasado.

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