Los precios del petróleo estuvieron aumentando las últimas semanas y por primera vez desde 2015 perforaron la barrera de los USD 60 el barril. Esto se debió principalmente a que el congelamiento dispuesto entre la OPEP y Rusia está comenzando a dar resultados, pero además hay un factor geopolítico que podría incidir directamente en un alza de los precios en las próximas semanas o meses. La inestabilidad política de varios productores importantes de petróleo, que en cualquier momento podría cortar el flujo de exportaciones de cualquiera de estas naciones. En este breve artículo, analizaremos la realidad de cada uno de estos países.

Irak: Es el país con mayor riesgo para garantizar el flujo de sus exportaciones en el corto plazo. La toma de los campos petroleros de Kirkurk, en la zona del Kurdistán, por parte del gobierno iraquí ya ha interrumpido varios envíos de crudo. Los yacimientos de Bai Hassan y Avana (próximos a Kirkuk) permanecieron cerrados desde el 19 de octubre, manteniendo 275 mil barriles fuera del mercado, aunque se espera que estos cortes sean temporales hasta que la situación se estabilice. De hecho un agente del puerto turco de Ceyhan, el destino de las exportaciones petroleras del norte de Irak, avisó que los flujos a ese puerto han caídos en 196 mil b/d. Como dijimos, Irak representa la amenaza más evidente para un corte en el suministro petrolero, sin embargo como la mayor parte de la producción se concentra en el sur del país, lejos del conflictos, la interrupción cortaría un máximo de 600 mil b/d, que no deja de ser despreciable para nada. Pero se espera que esto sea temporal y que los conflictos puedan resolverse, y retomar el flujo petrolero a la normalidad.

Irán: el principal punto de conflicto que puede enfrentar Irán es la imposición de una nueva serie de sanciones por parte de los Estados Unidos en respuesta a la continuación de su plan nuclear. Igualmente es incierto hoy en día las sanciones tendrían la capacidad de reducir las exportaciones de crudo iraní. Tal vez podría afectar la llegada de nuevas inversiones aunque todavía es una incógnita. Pero incluso, el Secretario de Estado norteamericano, Rex Tillerson, hizo todo lo posible por asegurar a los funcionarios europeos que su país no bloquearía los negocios de empresas europeas con Irán. Por lo tanto, hoy en día Irán produce alrededor de 4 millones de barriles diarios y no representa un riesgo para el suministro petrolero mundial, por lo menos para lo que resta del año, y no afectaría los precios del petróleo en el corto plazo.

Libia: este país miembro de la OPEP fue eximido del acuerdo de congelación de la producción y durante gran parte del año representó un riesgo bajista para los precios del crudo. Esto se debe a que casi ha triplicado su producción desde agosto de 2016 hasta hoy, pasando de 300 mil a cerca de 850 mil. Ha tenido picos de 1 millón de barriles diarios hace no tanto, sin embargo la guerra ha golpeado la infraestructura del país, por lo que varias terminales de exportación han sido dañadas. Es difícil que Libia vuelva en el mediano plazo a producir 1,6 millones de b/d que producía antes del conflicto bélico interno. El país se está acercando hoy en día a su techo de producción y es probable incluso que la inestabilidad constante haga retroceder los volúmenes de producción por lo que en un futuro cercano pasaría a representar un riesgo alcista de los precios.

Nigeria: la situación es similar a lo que pasa en Libia, este país se encuentra exento de los recortes acordados por la OPEP debido a que la violencia e inestabilidad que lo aquejan afectaron el normal desarrollo de su producción. Sin embargo, la restauración de la producción en Libia coincidió con una reducción similar de la violencia en el Delta del Niger. Un alto el fuego trajo la calma durante gran parte del año pasado, permitiendo que la producción rebote desde 1,2 hasta los 1,8 millones de b/d en la actualidad. Nigeria se comprometió a limitar su producción cuando alcanzar los niveles actuales, sin embargo la paz en el Delta del Niger pende de un hilo, de hecho el grupo armado Vengadores del Delta del Niger levantaron el alto el fuego y prometieron volver al ruedo con brutalidad y sangre. Si el conflicto se retoma hay grandes probabilidades que afecte el normal funcionamiento de la industria hidrocarburífera y asistamos nuevamente a una reducción de la producción nigeriana.

Venezuela: la crisis económica que atraviesa el país casi augura que la producción de petróleo continuará en descenso. En septiembre, Venezuela “solo” produjo 1,89 millones de b/d, para tener una idea a fines de la década de 1990 llegó a producir 3,2 millones de b/d y en 2015 anduvo cerca de los 2,4 millones. Las deudas aquejan al país y sin efectivo, PDVSA no puede invertir en nueva producción y ni siquiera puede invertir en el mantenimiento para que la producción no decaiga. Según una serie de informes, incluso el petróleo sube un deterioro en su calidad, ya que PDVSA no cuenta con los medios para tratar adecuadamente sus crudos pesados. Para complicar más la situación, en las próximas semanas se vienen varios vencimientos de deuda y un posible incumplimiento de los mismos se afectaría la situación financiera del país y contribuiría a un mayor deterioro de la producción de petróleo del país.

 

 

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Por Martín Bronsteín

Las energías renovables como la eólica, solar o geotérmica aportan cada vez más a la generación eléctrica, pero sólo el 40% de la energía primaria se utiliza con este fin. El resto de la energía primaria se utiliza para la industria, comercio y transporte.  Esta situación limitaba el aporte de las renovables, ya que el 95% del transporte se mueve con derivados del petróleo. Esta situación empezó a cambiar hace pocos años con el desarrollo de las baterías de ion-litio, que sacaron del estancamiento de décadas al auto eléctrico al lograr aumentar de manera significativa la capacidad de almacenamiento y el ciclo de cargas.  Hoy, un número cada vez más creciente de políticos, especialistas y empresarios consideran que el auto eléctrico representa el futuro del transporte, por lo menos en lo que respecta al transporte terrestre y de uso particular. Por ejemplo, en algunos países europeos se está anunciando que para 2040 cesaría la producción de automóviles impulsados por motores de combustión interna. En general, las prospectivas energéticas no suelen ser muy precisas, pero está claro que la clave del funcionamiento de los autos eléctricos reside hoy en el almacenamiento de energía eléctrica en las baterías de ion-litio. Esto nos lleva a analizar, así como se hace con los hidrocarburos, sobre las reservas y suministros del litio.

 

Principales características del Litio:

En 2015, la producción mundial de Litio fue de 32.500 toneladas anuales y las reservas se estimaron en 14 millones de toneladas, una relación reservas producción de 431 años tomando como referencia esos niveles de producción y consumo.

Sin embargo, se estima que el consumo mundial de Litio se cuadriplicará hacia 2025, lo que reduce la relación de producción/ reservas y la ubica en 108 años. Además, se espera que el consumo de este mineral sea cada vez mayor, por lo que esa relación iría en descenso salvo que se descubran nuevas reservas. Sin embargo, el aumento de la demanda y de los precios permitirá un aumento de la actividad minera, por lo que se espera descubrir nuevos yacimientos tal como ocurre en todas las actividades extractivas

Las fabricación de las baterías de ion-litio representan el 35% de la demanda global de este mineral en la actualidad. A su vez, en 2015/16 los vehículos eléctricos representaron el 64% de la demanda de baterías de ion-litio, el resto se utilizó en las baterías de dispositivos como celulares o computadoras. De esta forma, los autos eléctricos utilizan hoy el 22% del consumo mundial de litio.

En 2015, China era el fabricante del 32,5% de las baterías de ion-litio a nivel mundial, seguido por Estados Unidos con el 7,3% y la Unión Europea con el 3,5%. Para 2018 se calcula que esto se modificará con un gran incremento de China (42%) y Estados Unidos (32%),  la UE, por su parte, descenderá a sólo el 1,4%.

El gran crecimiento en la fabricación de baterías en los Estados Unidos se debe a la Giga Factory de Tesla, que está proyectando la fabricación de 35 GWh de baterías de ion-litio por año.

Los usos principales de las baterías de ion-litio en 2016 fueron:

• Celular 19%
• Tablet 7.3%
• Computadoras 10.2%
• Autos eléctricos 28.8%
• Plugin híbrido EV 5.3%
• Buses eléctricos en China 29,3%

La cifra de los buses eléctricos en China es asombrosa, debido a que 94.000 vehículos fueron producidos en 2015

 Las baterías de ion-litio han sido uno de los pilares fundamentales de las nueva era de los dispositivos móviles que ha permitido la proliferación de las redes sociales. Este tipo de baterías constituyó el elemento disruptivo que permitió la masificación y el uso de estas redes, con todas las implicancias que están generando en la dinámica social. Este tipo de baterías tiene la capacidad de almacenar mucha más energía que sus pares. La siguiente tabla nos muestra como las baterías de ion-litio ofrecen entre 4 y 5 veces la cantidad de energía que las baterías VRLA de plomo y ácido, su competidora más cercana. Esto queda en evidencia con el rendimiento de un auto eléctrico, que con las ion-litio puede recorrer alrededor de 300 km, mientras que con de ácido y plomo  realiza sólo entre 50 y 60 km. Más allá de un coste inicial más alto, ofrece una serie considerables de ventajas que podemos observar a continuación.

El dato crucial sobre el cual se sustenta la ventaja de las batería de ion-litio por sobre las de plomo y ácido reside en la densidad energética, permite almacenar una mayor cantidad de energía por unidad de peso. Esto es lo que permitió que hoy exista el auto eléctrico como realidad y deje de ser un proyecto como ocurrió en los últimos treinta años. El costo de estas baterías es mucho más alto, aunque como gozan de grandes subsidios, pueden venderse a un costo aproximado de US$ 600 el kwh. Esto hace que un auto eléctrico madiano tenga un costo de aproximadamente US$ 40.000 en su pack de baterías. Además, otro problema es el ciclo de cargas que limita la durabilidad de las baterías y el tiempo de recarga. Para superar estos problemas, Tesla ofrece hoy el reemplazo gratis del pack de baterías y una cantidad de recargas gratuitas en los surtidores eléctricos de alta potencia.

Otro punto importante que debemos mencionar es que la mayoría de las baterías de ion-litio, hoy en día, utilizan un compuesto de litio y cobalto (Co) en el electrolito, por lo que la disponibilidad de cobalto es tan importante como el litio. Existen alternativas a la utilización de Co como el manganeso (Mn), aunque ofrece un rendimiento más pobre, pero la tecnología puede verse forzada a utilizar ese componente si la disponibilidad de cobalto resulta ser un factor limitante. En la tabla que sigue podemos observar una serie de datos para comprender mejor la realidad de estos dos minerales tan importantes en el futuro. Los datos corresponden al año 2015.

Vemos que para el litio la relación producción (32.500 toneladas anuales) y reservas (14 millones) nos sugiere que tenemos recursos aprovechables por 431 años con la tasa de consumo actual. Por lo que claramente no existe una preocupación inmediata. Más allá de esto, se espera que crezca sustancialmente el consumo de litio por lo que se acortará el tiempo arriba proyectado. También debemos destacar que es factible que se descubran nuevas reservas.

Haciendo las mismas proyecciones para el cobalto, tomando como referencia una producción anual de 99 mil toneladas y 7,1 millones de toneladas de reserva, podemos observar que tenemos recursos de este mineral a los niveles actuales por 72 años. Por lo que el cobalto es una fuente con proyecciones más cortas que el litio. Salvo claro está, que en algún momento se puedan aprovechar los 120 millones de toneladas de recursos a nivel global, en ese caso tendríamos cobalto por 1.200 años. Por lo que no habría mucho de que preocuparse.

La producción de litio se distribuye entre varios países, entre los que destacan Chile, Argentina, Bolivia, China y Australia. Mientras que la oferta de cobalto está dominada por la República Democrática del Congo, la cual se encuentra bajo permanentes conflictos geopolíticos.

 

La materia prima de las baterías: el litio

El litio es un metal alcalino que comparte propiedades químicas con el sodio (Na) y el potasio (K). Es por esta razón que las principales fuentes de este mineral se encuentran en las salinas o bien en las formaciones rocosas que contienen spodumena, un mineral compuesto, entre otros elementos, por Li2O. En el siguiente gráfico podemos observar los principales productores mundiales históricos de litio.

El 50% de la oferta mundial de litio proviene de las salinas, los principales yacimientos de este tipo se encuentran en nuestra región. En China y Estados Unidos se produce tanto mediante salares como también en formaciones rocosas. Este último tipo es el que predomina en Australia.

 

Batería de ion-litio

En la actualidad, China lidera la producción mundial de baterías de ion-litio con un 32,4% (16.704MWh) del mercado mundial. Mientras que los Estados Unidos cuentan con 7,3% (3.770MWh) y la Unión Europea un 3,5% (1.798MWh). Corea del sur con el 31,1% (16.059MWh) y Japón con el 20,9% (10.778MWh) son, junto a China, los otros dos grandes productores mundiales de este tipo de baterías. La producción mundial de baterías es equivalente a 51.549 MWh

Para poder analizar concretamente estas cifras, el auto eléctrico Tesla Modelo S tiene un paquete de baterías de 75 KWh. Por lo que la producción anual de baterías actualmente alcanza para alimentar 687.320 nuevos de este tipo de vehículos.

China continúa expandiendo su producción y está fabricando baterías por 18.730 MWh (36,33% del total actual). Por su parte, Estados Unidos anunció que está planeando producir 35.000 MWh de nuevas baterías lo que permitiría ampliar el total actual en casi un 70%.

 

Uso actual de las baterías

Los siguientes cuadros resumen el uso hoy en día que tienen las baterías de ion-litio (datos de 2016). Un primer dato a tener en cuenta, es que China desplegó el año pasado 94.000 buses eléctricos consumiendo 21,6 GWh de baterías. Esto sumado a la totalidad de baterías utilizadas en dispositivos móviles y en vehículos eléctricos o híbridos nos da un total de baterías a nivel mundial equivalente a 73,7 GWh distribuidos de la siguiente manera.

Los vehículos eléctricos (excluyendo el eBus chino) representan actualmente el 34,1% y esta cifra crecerá sustancialmente. Sin embargo, debemos recordar que las baterías consumen el 35% de la producción total de litio y, por lo tanto, las baterías de los autos eléctricos representan actualmente sólo el 12% de los suministros totales de este mineral. Esto se puede ver de manera clara en el siguiente gráfico.

Este gráfico es una proyección que muestra donde se espera que sea el crecimiento futuro de la demanda de litio. La unidad del mismo es toneladas por año.

Mientras que otros usos se mantienen constantes en 20.700 toneladas por año, el consumo en electrónica en 20.700 toneladas por año para 2025. Pero el dato fundamental es el masivo crecimiento de los vehículos eléctricos para los próximos 10 años, de 7.500 a 80.000 toneladas por año en 2025. Sin embargo, estas proyecciones no son del todo seguras. Uno de los puntos críticos para estas proyecciones es saber si será posible que la oferta mundial se cuadruplique en un período tan corto de tiempo.

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Por Matías Lagraña

 

Desde el Club de Roma a la actualidad.

Los años de la posguerra fueron de un extraordinario crecimiento económico y también poblacional sustentado en el petróleo como fuente  de energía barata y abundante sumado al desarrollo tecnológico, que se constituyó así en una de las herencias positivas del horror que suscitó la 2da Guerra Mundial. A fines de la década de los 60, ese crecimiento empezó a generar preocupaciones “neo malthusianas” sobre el crecimiento exponencial de la población y el agotamiento de los recursos finitos y no renovables del planeta. En los países desarrollados, desde los políticos hasta los científicos empezaron a ocuparse del tema. Uno de ellos, Jay W. Forrester, del MIT, plantea por primera vez la utilización de modelos computacionales para estudiar la evolución de las sociedades.  En 1968, Forrester se reúne en Roma con otras 34 personalidades, entre científicos, investigadores, economistas y políticos para discutir sobre el impacto del hombre sobre el planeta. Crean entonces un grupo al que denominan Club de Roma, aunque éste recién se constituye en el año 1970. Este club tiene por objetivo el estudio y análisis de los grandes procesos y fenómenos que atañen a la humanidad para su desarrollo equilibrado y su supervivencia, así como la divulgación y promoción de la toma de conciencia sobre los grandes temas y retos a los que se ha de enfrentar la humanidad para lograr esos objetivos. Se encargó, entonces, un estudio al mencionado MIT System Dynamics Group, al frente del cual estaban Donella Meadows, Jorgen Randers y Dennis Meadows. El informe de dicho estudio se llamó «Los Límites Del Crecimiento» y fue publicado en 1972, poco antes de la primera crisis del petróleo de 1973. La crisis puso en primer plano el informe y el Club de Roma cobró un gran protagonismo, aunque sus conclusiones fueron discutidas en nuestro país con un modelo mundial alternativo elaborado por la Fundación Bariloche. Este informe planteaba que el informe del Club de Roma era ideológico ya que limitaba el crecimiento de los países en desarrollo. Sin embargo, hoy vemos que los problemas relativos al crecimiento alcanzan a todo el planeta.

 

Población y alimentos

También para esa época, en 1968, Paul Ehrlich publica The Population Bomb o Bomba P, haciendo referencia a la Bomba A (atómica) y Bomba H (de hidrógeno) que en ese momento de Guerra Fría tenían en vilo a la humanidad. La tesis del libro predecía una hambruna masiva para las próximas décadas por causa del crecimiento poblacional mundial y planteaba la necesidad de acciones políticas para limitar el crecimiento demográfico. Si bien el libro presentaba inexactitudes, tenía un tono alarmista y sus predicciones no fueron correctas, sirvió para sensibilizar a la población sobre las cuestiones medioambientales y poblacionales.

Hoy,  el panorama actual sobre población-recursos-medio ambiente es mucho más serio que el pronosticado por  “The Population Bomb” en 1968. La población mundial es más del doble, los recursos clave están mucho más agotados y el deterioro ambiental es sustancialmente más avanzado.

Una cuestión central de la problemática humana, tanto en 1968 como ahora, es la perspectiva de alimentar a una población creciente. Actualmente, la Tierra es habitada por aproximadamente 7.500 millones de personas en lugar de las 3.500 que tenía en 1968. Alrededor de 200 a 300 millones han muerto de hambre o por enfermedades relacionadas con el hambre y la mala alimentación en estos años, pero no las cantidades anticipadas por los trabajos e investigaciones de especialistas en agricultura durante las décadas del 60 y 70. Los agricultores de países en desarrollo adoptaron tecnologías basadas en mejores cepas de grano y en el uso intensivo de combustibles fósiles (“La Revolución Verde”) y como resultado la producción de cereales aumentó por encima del incremento poblacional. Además, se crearon sistemas de almacenamiento y transferencia de alimentos para los momentos en los que la cosecha se viera afectada, programas de planificación familiar, tasas de natalidad decrecientes en muchos países, todo contribuyó al crecimiento de la demanda de alimentos.

Sin embargo la escasez crónica de alimentos sigue siendo un problema en muchos países en desarrollo. Debido principalmente a la mala distribución de alimentos se calcula que 800 millones de personas están gravemente desnutridas, y según la FAO, hasta 2.000 millones de personas padecen malnutrición por micronutrientes.

El científico Norman Borlaug, una de las cabezas de la Revolución Verde, introdujo el problema de la población en su discurso del Premio Nobel de 1980:

“No puede haber progreso permanente en la batalla contra el hambre hasta que las agencias que pelean por el incremento en la producción de alimentos y aquellos que pelean por el control poblacional se unan en un esfuerzo común. Por separados podrán tener victorias temporales, pero unidos la victoria puede ser decisiva y duradera para promocionar alimentos y otros servicios de una civilización progresiva para el beneficio de toda la humanidad.”

La necesitada unión no ha ocurrido lamentablemente y debemos agregar que la humanidad se acerca rápidamente al fin de poder explotar la bonanza de los combustibles fósiles que impulsó la vasta expansión de la civilización durante el siglo y medio pasado.

Empíricamente, la forma más eficaz de avanzar hacia la reducción de la población implica proporcionar a las mujeres derechos, oportunidades y educación iguales a las que se les proporcionan a los hombres (hoy estos derechos no son verdaderamente iguales en ninguna nación y carecen gravemente de muchos) y proveer el acceso a todas las personas sexualmente activas a la anticoncepción moderna y aborto seguro.

Lidiar con el consumo excesivo es más complejo en teoría. Podríamos esperar que las amenazas existenciales planteadas hoy por la disrupción climática, la agricultura vacilante, el aumento de los mares, la contaminación generalizada y el agotamiento de los recursos también cambiarían el comportamiento, pero el peligro aún no se percibe ampliamente para producir el efecto deseado.

 

 

Economía

 

Una causa central de preocupación ahora es la persistencia y presencia de creencias no demostradas de la «macroeconomía basada en la fe», donde se sostiene  la expansión económica continua a través de la tecnología, los mercados y la denominada economía del conocimiento. Por ejemplo, el Premio Nobel de economía, Paul Krugman, con cuyos puntos de vista sobre el corto plazo frecuentemente coincidimos, casi siempre escribe sobre el crecimiento como una cura para los problemas, especialmente el desempleo. Su desprecio por las limitaciones impuestas por el mundo biofísico es típico de su disciplina, que aparentemente no es consciente del grado en que la humanidad está cooptando los flujos de energía que sustentan los sistemas de apoyo a la vida del hombre.

Un segundo problema fundamental con la macroeconomía que acompaña a su fe, de que el crecimiento puede continuar para siempre en un sistema confinado, es que la gente hace elecciones racionales. El crecimiento puede, por supuesto, mejorar temporalmente el desempleo, pero los defensores pro-crecimiento rechazan obstinadamente reconocer las, cada vez mayores, restricciones biofísicas. También ignoran las posibilidades de reorganizar la economía sobre una base más equitativa y la posibilidad de hacer cambios importantes y, a nuestro juicio, necesarios, tales como semanas de trabajo más cortas.

Sin embargo, la falacia del crecimiento interminable ha sido bien reconocida hace mucho tiempo. El distinguido economista Kenneth Boulding escribió en 1966: «Cualquiera que crea que el crecimiento exponencial puede durar para siempre en un mundo finito es un loco o un economista». Bueno, los locos y la mayoría de los economistas están todavía en ello. Por supuesto, algunos economistas creen que hay límites pero en un futuro lejano. En parte eso puede ser porque están bajo la ilusión de que la problemática del clima es la única amenaza existencial para la civilización.

La segunda creencia falaz, que las decisiones humanas son racionales, es simplemente errónea; las emociones y la racionalidad limitada son fundamentales para la toma de decisiones y juegan roles importantes tanto en las opciones reproductivas como en las de consumo.

Gran parte del fracaso de la macroeconomía para convertirse en evidencia puede ser atribuido a la capacitación proporcionada a los estudiantes graduados en los departamentos de economía, donde los fundamentos básicos de la ciencia ambiental, en nuestra opinión cada vez más central a la mayoría de los resultados económicos, son ampliamente descuidados. Ese fracaso, entre otras cosas, permite que muchos economistas consideren el cambio climático como una amenaza en su mayoría lejana y que ignoren la naturaleza de otros grandes desafíos medioambientales y sus interacciones con la cuestión climática y, sobre todo, con las tendencias demográficas, cuyas consecuencias se malinterpretan totalmente.

Por ejemplo, una reciente ilusión de la macroeconomía basada en la fe es que las tasas de natalidad deben aumentarse para evitar que una población envejezca -con una proporción cada vez mayor de personas mayores-, lo que aumenta la preocupación de que habrá muy pocos trabajadores para sostener el sistema de pensiones. Esta idea es especialmente común entre los políticos europeos, que no se dan cuenta de que sólo lo imposible, manteniendo a la población en crecimiento para siempre, podría impedir que la población envejeciera a menos que se emplearan políticas muy socialmente inaceptables (por ejemplo, la eutanasia).

 

Recursos

 

El sistema basado en la fe ignora aún más que muchos recursos, si no la mayoría, son más escasos o menos accesibles en 2015 que en 1968 (y anteriores). Los seres humanos, siendo inteligentes, han tendido a recoger la fruta más accesible primero. Esto se ve con más facilidad mirando el EROI— o tasa de retorno energético- del inglés Energy Return On Investments, donde se toma en cuenta cuántas unidades de energía se deben utilizar para obtener ese recurso energético (descubrimiento, explotación, la perforación, el transporte, etc.).

Un ejemplo clásico de la disminución del EROI es la obtención de petróleo. El primer pozo petrolero se hizo a unos 22 metros de la superficie para alcanzar el petróleo en Pensilvania en 1859, mientras que el pozo Macondo que explotó en el Golfo de México en 2010 fue perforado por debajo de 1600 metros de agua y alcanzó el petróleo a casi 3200 metros por debajo del suelo marino.

La eficiencia del uso de los recursos ha aumentado en muchos casos en sintonía con la regulación y las fuerzas del mercado, pero a menudo es contrarrestada, en parte o en su totalidad, por el crecimiento del uso. Entre 1975 y 2015, la eficiencia de los automóviles estadounidenses se duplicó, pero el número de vehículos aumentó en más del 50%. Alrededor del mismo período, la población mundial de vehículos casi se cuadruplicó. El aumento de la eficiencia en el uso de los recursos suele ir acompañado de un crecimiento del consumo; cuando ese crecimiento es un resultado, es conocido como «Paradoja de Jevon» por los economistas.

La paradoja es que, a medida que la producción de energía se ha vuelto más eficiente (y cada unidad de energía es más barata), más productos que utilizan energía llegan inevitablemente al mercado, aumentando así el consumo de energía

Además de estos límites termodinámicos de la eficiencia que son claramente reconocidos (aunque en muchos casos hay un largo camino por recorrer), hay otras cuestiones que debemos atender. En lo que respecta a los vehículos, aunque la eficiencia del consumo de combustible es la que más llama la atención, cuestiones como la contaminación por neumáticos abrasivos en las rutas, los efectos tóxicos del césped artificial basado en caucho sintético, los impactos de pavimentar valiosas tierras agrícolas y reservas de biodiversidad para construir ciudades y caminos; la necesidad de materiales exóticos (como las tierras raras) y los insumos de energía en la fabricación de automóviles de alta tecnología, todas estas cuestiones son generalmente ignoradas.

La situación de los recursos hoy en día es mucho más compleja por el sistema del Estado-nación. Es triste que aparentemente pocas personas comprendan las consecuencias de un hecho simple: los recursos naturales se distribuyen más o menos aleatoriamente entre las naciones. Si se comprendiera esto, una cuestión crucial en las relaciones «internacionales», destacada por una crisis migratoria segura de estallar, sería una cuestión que rara vez se plantea en el discurso público: «¿Son éticas las fronteras?».

 

Recursos y Población

 

El papel del tamaño de la población y el crecimiento en la situación humana sigue siendo, tristemente, plagado de ideas erróneas. Uno, la «Falacia de Pearce», lleva el nombre del reportero ambiental Fred Pearce, quien en varias ocasiones afirma que el consumo excesivo es un contribuyente mucho mayor al deterioro ambiental que la superpoblación. Esto es más o menos como afirmar que la longitud de un rectángulo es un contribuyente mucho más grande a su área que su anchura. Hay que tener en cuenta que los problemas de cambiar el ancho (tamaño de la población) de la escala del rectángulo de la travesía humana son bastante más complejos que los de cambiar la longitud (consumo per cápita).

El crecimiento de la población en la mayoría de las circunstancias impide el «desarrollo» exitoso de las sociedades y retarda el aumento del consumo per cápita, evitando que la mayoría de las personas se vuelvan más prósperas. Lo que típicamente sucede es que, después de la reducción en las altas tasas de mortalidad de los bebés y los niños, la población de una nación crece rápidamente durante un tiempo. Luego, cuando se ha introducido la planificación familiar, se sigue un período de disminución del crecimiento demográfico y un aumento concomitante del consumo per cápita. El rápido crecimiento de la población y el consumo no ocurren simultáneamente, pero el resultado final es una cantidad gigantesca de consumo y, lamentablemente, la destrucción de los sistemas de soporte vital humano.

 

Gobernabilidad, instituciones y colapso

 

Desde la publicación de  “The limits of Growth” y «The Population Bomb», el discurso sobre la situación humana ha cambiado. Además de una nueva atención a los límites del crecimiento y el desarrollo de la economía ecológica basada en la evidencia, también hay una creciente discusión sobre las maneras de evitar el posible colapso de la civilización.

En su trabajo clásico, «El colapso de las sociedades complejas», Tainter (1988) atribuye una causa primaria de tales colapsos a una disminución marginal de los retornos per cápita sobre la creciente complejidad social. Eso parece ser exactamente lo que está ocurriendo en la civilización global actual, un Sistema Adaptativo, global y Complejo (SAC) que interactúa con el SAC (Levin 1999) de la biosfera. Pero en muchos aspectos, un colapso próximo de la civilización (Ehrlich y Ehrlich 2013) podría explicarse en gran medida por la falta de esfuerzo para evitarlo, rastreable a un fracaso de la gobernanza, y la adherencia obstinada al falso sistema económico basado en la fe.

El fracaso gubernamental se demuestra internacionalmente por la incapacidad (hasta ahora) del sistema estatal-nacional de afrontar:

• La superpoblación y el crecimiento demográfico continuo;
• El consumo excesivo de los ricos, el hambre y la malnutrición que sufren miles de millones (Wilkinson y Pickett, 2009);
• La creciente disrupción climática y una denegación sistemática de la misma patrocinada por las empresas (Farrell, 2015; Mann, 2012; Oreskes y Conway, 2010);
• El aumento de la inequidad económica bruta, con vulnerabilidades que podrían exacerbarse por las alteraciones del clima (Dennig et al., 2015);
• Desatención a la sexta extinción en masa de la Tierra, que ya está amenazando al sistema vital de la humanidad (Ceballos et al., 2015b);
• Sobrepoblación de animales domésticos para aumentar el consumo de carne;
• La contaminación del planeta (Carson 1962; Cribb 2014) y una preocupación importante en The Population Bomb;
• El inicio de lo que eventualmente será una vasta crisis de refugiados, prevista dramáticamente hace 45 años en una novela (Raspail 1975).

 

Religión

Reducir la escala de la cuestión humana global es una condición previa para tener alguna esperanza de resolver estos problemas. Esto a su vez requiere no sólo detener el crecimiento de la población humana, sino comenzar una contracción humana lenta, algo que ya está ocurriendo en algunos países ahora y pronto comenzará en muchos otros, en particular China. El tabú de la discusión del problema de la población se demostró dramáticamente en la reciente encíclica del Papa Francisco, en la que el Papa advirtió enfáticamente sobre muchos factores en la situación humana, pero menoscaba la importancia de las tendencias demográficas. Esto es especialmente preocupante, ya que el Papa se enfrenta claramente a la presión conservadora de no ir «demasiado lejos», a la luz de sus comentarios anteriores sobre la «obsesión» de la Iglesia con la anticoncepción y el aborto. Y, por supuesto, el pronatalismo católico institucionalizado, el chovinismo masculino y la misoginia son compartidos o superados por la derecha religiosa y muchos elementos en el Islam y otros grupos religiosos. Además, la creencia generalizada de que las entidades sobrenaturales pueden intervenir (y lo harán) para impedir que los seres humanos arruinen sus propios sistemas de soporte vital es una barrera significativa para abordar los problemas serios de manera directa. Sin embargo, teniendo en cuenta el poder obvio de la creencia religiosa, apoyamos la idea de que un movimiento cuasi-religioso, uno preocupado por la necesidad de cambiar los valores que ahora gobiernan gran parte de la actividad humana, puede ser esencial para asegurar la persistencia de nuestra civilización ahora casi global.  Los mitos a gran escala son los que hacen posibles sociedades de millones. En el contexto de este trabajo, una de las más pertinentes es la cuasi religión de la economía capitalista, para la cual el crecimiento perpetuo es una creencia fundamental y esencial. Todos mantenemos la fe de que una pieza de papel de lujo materialmente sin valor, llamada “dólar” o “yen” o “euro”, será intercambiable por bienes materiales. Es evidente que la humanidad debe inventar nuevos grandes mitos para reemplazar a los actores sobrenaturales y un crecimiento sin fin. Sin embargo, hay una pequeña razón para animarse en este frente. A pesar del tabú político religioso sobre el tratamiento del tamaño de la población y el crecimiento, John Holdren, asesor científico del ex Presidente Obama, declaró que la encíclica del Papa Francisco era demasiado desestimable acerca de “el papel del tamaño de la población humana en la adición a las emisiones, complicando las soluciones y desplazando el resto de la creación”. La declaración de “hacinamiento” es una forma basada en la evidencia de decir que la civilización está socavando la extremidad sobre la que se asienta destruyendo la biodiversidad, las partes de trabajo de los sistemas de apoyo a la vida humana. Por último, los impactos difíciles de cuantificar de la sobrepoblación y el aumento de los conflictos sobre los recursos han sido mucho más difíciles de evaluar en dos áreas críticas donde existe un alto potencial de discontinuidades. Una es la creciente probabilidad de una vasta epidemia. Las probabilidades de que ocurra una plaga son casi imposibles de calcular, pero es prácticamente cierto que aumentan con el tamaño de la población, los altos niveles de malnutrición y desnutrición global y el aumento de la movilidad. Incluso la amenaza de una pandemia seria podría cerrar las fronteras y devastar el comercio internacional, con resultados incalificables en un sistema mundial cada vez más estresado con gigantescos flujos de refugiados. La otra posible discontinuidad difícil de cuantificar, relacionada con la población y el medio ambiente, es la guerra nuclear y sus consecuencias medioambientales, un tema pionero en The Population Bomb. La continua competencia y las amargas relaciones entre el Imperio económico norteamericano y Rusia en un mundo abarrotado con recursos en declive podrían conducir a una guerra nuclear por diseño o accidente. Expertos como Theodore Postol del MIT estiman que las probabilidades de una guerra accidental son ahora más altas que en tiempos de la Guerra Fría, en gran parte debido a las políticas de armas nucleares de Estados Unidos. Igualmente, o tal vez incluso más probable es un «pequeño» conflicto nuclear entre la India y Pakistán, dos naciones muy sobrepobladas con arsenales nucleares, o la amenaza de Corea del Norte. Los factores sociales, religiosos y políticos no son los únicos agentes causales potenciales.
Debido a que el agua es un recurso escaso en muchas naciones, y la escasez de agua ya es reconocida como una gran posibilidad generadora de conflictos militares, los efectos de los trastornos climáticos son peligrosos y en última instancia impredecibles. Pero es poco reconocido que tal guerra regional podría fácilmente terminar con toda la civilización; desgraciadamente, las consecuencias ambientales de la guerra nuclear pueden ser subestimadas por muchos tomadores de decisiones.
Tal vez una cosa crucial a tener en cuenta relativa a la situación humana es que una larga historia de un tipo exponencial de crecimiento no señala un largo futuro para ella, un punto que Al Bartlett pasó gran parte de su larga vida tratando de explicar a la gente. El tiempo para actuar es mucho más corto de lo que la mayoría de la gente piensa, y el costo de la inacción podría ser el primer colapso calamitoso de una civilización global.
Otro punto es que el Homo sapiens, tanto genéticamente como culturalmente, siempre ha sido un animal de pequeño grupo. Los grupos de cazadores-recolectores tenían generalmente entre 90-220 miembros, e incluso hoy el número de conocidos de un individuo tiende a ser sobre ese tamaño. Sin embargo, la gente de hoy está luchando para vivir en grupos de millones a miles de millones y no le está yendo demasiado bien en eso. Como se ha afirmado, sólo un cambio de sociedad tan profundo y lejano como la revolución agrícola parece ser de las pocas esperanzas de evitar un colapso.

 

Un camino hacia adelante

 

Tal vez un buen enfoque sería que las Naciones Unidas convocaran una «convención constitucional» global que abordara el problema de cómo los diversos estados podrían organizarse políticamente para enfrentar los problemas existenciales globales sin perder aspectos valiosos de sus identidades individuales. Podría simultáneamente convocar conjuntos paralelos de conferencias de negociación sobre ecosistemas / biodiversidad, agricultura, población, etc., buscando tanto interconexiones como soluciones realistas. Combinados, podrían lograr mucho. En este proceso, los resentimientos y los problemas políticos entre las naciones pueden ser superados mejor que por una convención general con el objetivo de modernizar la gobernanza global.

¿Totalmente utópico e impráctico? Quizás. Pero nada es más impráctico ahora que seguir con los asuntos como siempre. La humanidad tiene una larga historia de cambio cultural revolucionario. Esperamos que se continúe en un ritmo muy acelerado, moviéndose, esperamos, en una dirección progresiva.

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Pasaron dos semanas de señales contradictorias en cuanto al curso de los precios del petróleo. La semana pasada, los precios cayeron alrededor de un 1,5%, cerrando en  US$ 48.82 en Nueva York, esto se debió en gran medida a preocupaciones referidas a que los países de la OPEP y algunos no OPEP no estaban cumpliendo su promesa de limitar su producción. El stock estadounidense sigue en caída, esto se debe principalmente al aumento de las exportaciones de petróleo liviano y productos petroleros terminados, y no a un aumento de la demanda interna. La OPEP y otros interesados en el día a día de los precios del petróleo continúan elaborando informes optimistas, pero el consenso parece ser que los precios del petróleo se mantendrán en torno a sus niveles actuales para el resto del año, a menos que exista un trastorno geopolítico.

Hay indicios de que los precios del petróleo serán mayores en el próximo año o dos, pero por ahora, la interacción entre la reducción de la producción, tomando en cuenta que el shale norteamericano sigue aumentando, y varias proyecciones de la demanda son las que determinarán los precios.

Sobre el recorte de producción de la OPEP: esta semana se ha llegado a un consenso sobre la situación que está atravesando el mercado petrolero, dando cuenta de que el recorte en la producción esperado de parte de la coalición de la OPEP y países no OPEP, no se ha cumplido. Actualmente están produciendo alrededor de 470 mil barriles por día por encima del compromiso asumido. A Pesar que se supone los saudíes deben realizar cortes más grandes en su producción, todavía no han sido realizados, ya que estos dependen de otros países cooperantes que no parecen muy dispuestos a cumplir con su parte, ya que la mayoría de los miembros de la coalición son productores de bajo costo que están haciendo algo de dinero con los precios actuales de cerca de US$ 50 por barril de petróleo. Como no hay mucho optimismo de que pronto veremos los precios del petróleo significativamente más altos, la mayoría de los exportadores se conforman con sólo mantener los ingresos corrientes y hacer crecer su producción. No parece haber producido ningún resultado concreto, las nuevas rondas de conversaciones de la semana pasada sobre los necesarios cumplimientos de la OPEP.

Las preocupaciones irán en aumento si la OPEP no amplía el recorte de su producción como está previsto hasta finales del marzo de 2018. En cambio, si los recortes se cancelan y la producción se mantiene en alza en más 1,5 millones de barriles por día los precios podrían caer de nuevo, generando todo tipo de estragos en la próximo año si todo el mundo intenta producir petróleo en los volúmenes más altos posible.

El shale oil norteamericano: A pesar del optimismo sobre el futuro de la industria del petróleo del shale de Estados Unidos, hay una serie de preocupaciones que van en aumento debido a la tasa de declinación de los pozos en las principales formaciones: la del pérmico, Eagle Ford, Bakken, Haynesville, Marcelus, Niobrara, y Utica; deberán lidiar con una disminución en el orden de los 350 mil barriles por día entre julio y agosto debido al declino inevitable de los pozos. Esto significa que la industria tiene que renovar 350 mil barriles por día de nuevos spots para mantener la producción de petróleo de shale constante. Se está perforando a buenos niveles por lo que se espera que la industria logre aportar otros 113 mil barriles por día de nueva producción en agosto; Sin embargo, informa que no hay suficientes equipos de fractura disponibles para completar los pozos perforados recientemente lo cual pone en duda esta proyección.

La cuenca del Pérmico es el campo petrolífero de más rápido crecimiento en los Estados Unidos, los inversores están empezando a preocuparse de que los perforadores están produciendo mucho más líquidos de gas natural y gas natural de lo esperado. El Pérmico actualmente tiene casi la mitad de las plataformas activas de perforación de petróleo de Norteamérica. Si estas tendencias continúan, las esperanzas en los Estados Unidos de una mayor producción de shale oil en los próximos meses se desvanecen rápidamente. Varios especialistas ya están hablando de que la producción de shale oil de Estados Unidos irá en declive en los próximos tres años, sin importar lo que suceda con el precio del petróleo.

La demanda global: Los precios del petróleo aumentaron la semana pasada después del informe de la OPEP que mostró que la demanda mundial de petróleo sería de 200 mil barriles por día mayor el próximo año que lo que se había previsto anteriormente. En su último informe mensual, la AIE predice que la demanda de petróleo este año se incrementará en 1,5 millones de barriles por día y 100 mil barriles por día desde el mes pasado. Además, el crecimiento de la demanda tendrá un promedio de alrededor de 1,4 millones de barriles por día en 2018. Por último, la AIE dio a conocer las revisiones periódicas de sus datos históricos la semana pasada que muestran que la demanda mundial de petróleo es en realidad 330 mil de barriles por día menos para el período entre 2015 y 2018 de lo que se pensaba.

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Los precios del petróleo se mantuvieron firmes la semana pasada y los mercados de futuros de Nueva York cerraron con un aumento de casi US$ 4 por barril respecto a la semana anterior, alcanzando un valor de US$ 49,71 mientras que el de Londres llegó a US$ 52,52. Esta situación se explica por una inesperada caída de 7,2 millones de barriles del stock de crudo en EE.UU. Esta disminución fue causada por un alto nivel de consumo de las refinerías  de casi 17,3 millones de barriles por día de crudo en la última semana, lo que significó un aumento de 620 mil barriles por día respecto a la misma semana en 2016.

También la disminución de la importación de crudo proveniente de Arabia Saudita fue otras de las causas que provocó esa reducción inusual de los stocks. Las exportaciones estadounidenses de crudo y productos petrolíferos siguen en un buen nivel. Las exportaciones de shale oil liviano de los puertos del Golfo continúan y hay planes para aumentar la capacidad de exportación de petróleo de Estados Unidos al permitir las exportaciones de la terminal LOOP costa afuera de Louisiana que puede recibir buques tanque más grandes. La mayor demanda de derivados del petróleo desde Estados Unidos ha sido causada por problemas de refinación en México y Venezuela lo que ha llevado a mayores importaciones de productos finales. El diferencial entre los precios del crudo Brent y WTI hace que las exportaciones estadounidenses sean más competitivas y el crudo estadounidense ha comenzado a ser enviado a refinerías más alejadas.

Goldman Sachs dijo la semana pasada que los mercados petroleros están reequilibrándose más rápidamente de lo que esperaba hace unas semanas. La consultora tuvo en cuenta una mayor demanda de crudo, el recorte de la producción de la OPEP, fuertes bajas de los inventarios estadounidenses y una tasa decreciente de aumentos de equipos de perforación. Si continúa la tendencia en Estados Unidos, Goldman espera que los mercados de petróleo sean reequilibrados a principios de 2018.

El recorte de la producción de la OPEP: La reunión del organismo en San Petersburgo para discutir el nivel de su producción no parece haber generado cambios significativos. No se habló de nuevos recortes de producción y se sigue estudiando la inclusión de Libia y Nigeria al cartel. Se está produciendo un recorte de las exportaciones sauditas a Estados Unidos, pero no está claro si esto está siendo forzado por una mayor demanda interna de verano o por una decisión deliberada de empujar hacia abajo las existencias de crudo estadounidenses. La cantidad de equipos petroleros en Estados Unidos aumentó en sólo dos plataformas la semana pasada, lo que sugiere cautela por parte de las compañías perforadoras, o quizás problemas en la obtención de personal con experiencia suficiente, arenas para el fracking o el capital de inversión necesario para expandir la producción. Hay que tener en cuenta que se tarda varias semanas para poner en marcha una plataforma después de la decisión de activarla. A mediados de junio, el petróleo se cotizaba en torno a los 43 dólares el barril, que es un valor que está muy por debajo del punto de equilibrio para muchas empresas. Con el aumento de los precios en el último mes, podríamos ver el aumento de las plataformas en actividad para finales del agosto. La cantidad de pozos de shale perforados pero no completados se ha incrementado en casi 1.000 este año, llegando a más de 6.000. Parte de esto puede deberse a que los perforadores suspenden las operaciones mientras esperan precios más altos del petróleo, pero muchos están diciendo que simplemente no hay suficientes equipos de fracking calificados disponibles después de los severos recortes en los últimos años. Los precios de los servicios de fracking se han duplicado en el último año, lo que ha generado una presión considerable sobre las empresas, teniendo en cuenta que el precio del barril aún se ubica por debajo de los 50 dólares y les cuesta absorber ese costo.

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Entrevista de Eduardo Aliverti a Victor Bronstein en el programa radial «Decime quién sos vos», emitido por Radio Nacional el 9 de julio del 2017.

http://www.radionacional.com.ar/victor-bronstein-el-petroleo-es-un-subsidio-que-nos-da-la-naturaleza/

 

 

 

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Por Maggie Videla

La apertura de una mina nos puede generar cierta incertidumbre en cuanto a la cantidad de recursos que tiene y cuánto vamos a lograr producir. Pero tiene una certeza: como los recursos son finitos y no renovables, en algún momento esa mina se va a cerrar.

Por lo tanto, el cierre y post cierre de una mina es un componente técnico/ambiental de importancia estratégica en todo proyecto minero. No podemos abrir una mina si no está claro cómo la vamos a cerrar. En la actualidad, es inadmisible una operación que no incluya desde sus inicios, todos los aspectos técnicos, económicos y sociales acerca del final progresivo de la mina. Países a la vanguardia en materia de producción minera como Australia, Canadá, Chile y Perú, entre otros, poseen regulaciones claras al respecto que resultan claves a la hora de asegurar que la actividad no representará un riesgo en materia ambiental luego de su finalización.

Por el contario, Argentina no posee legislación en materia de cierre y esto es un déficit importante que atenta contra la actividad minera, ya que perjudica tanto a las comunidades como a las empresas. Las comunidades necesitan asegurarse que el cierre de las minas no generará problemas ambientales futuros y las empresas necesitan un marco regulatorio que establezca los estándares que deben cumplir y den certezas a esas comunidades.

Comenzar a discutir estas normas es importante y urgente, ya que la actividad en nuestro país posee minas en condiciones de iniciar la etapa de Cierre. Los casos de Mina Bajo la Alumbrera (Catamarca), Mina Pirquita (Jujuy) y Mina Manantial Espejo (Santa Cruz), son una muestra de la necesidad imperiosa de poder demostrar que esta tarea se llevará adelante de manera responsable, y que no ocasionará ningún tipo de inconveniente ambiental que contribuya al cuestionamiento de la actividad industrial minera en Argentina.

 

¿QUE ES UN PLAN DE CIERRE EN MINERÍA?

El concepto de cierre de mina puede definirse como un conjunto de procesos y actividades que interactúan de manera coordinada y ordenada en procura de compensar, corregir, mitigar y prevenir los impactos que pudieran generarse por efecto de las actividades productivas mineras de un proyecto, luego de que haya finalizado su vida útil.

La necesidad de legislar esta etapa de la actividad surge en los años ´80 y son Canadá y Estados Unidos quienes para esa época desarrollan documentos con este propósito.

El plan de cierre de las áreas mineras y una implementación exitosa del mismo no hará que la zona vuelva a su estado natural previo a las actividades extractivas y, de hecho, las áreas pueden presentar cambios en distintos grados de acuerdo al tipo de minería que tuvo lugar, pero está destinado a asegurar que en el sitio no haya nada que pueda representar un peligro y a minimizar los posibles riesgos ambientales.

Las actividades principales del Cierre incluyen, por lo general, la estabilización de los taludes, el modelado de la topografía en los desmontes y posterior re-vegetación de las áreas alteradas, la demolición y/o remoción de infraestructura, rehabilitación y construcción de instalaciones para el manejo de agua a largo plazo, así como otras actividades secundarias necesarias para asegurar el éxito del cierre. Dependiendo de los factores específicos para cada operación minera, el período de cierre puede variar de varios meses a varios años luego del término de la explotación.

La fase pos-cierre comienza cuando las actividades de cierre han terminado. Durante el pos-cierre, las actividades del lugar por lo general se limitan a un cuidado y mantenimiento a largo plazo, que incluyen seguridad, monitoreo, inspecciones, mantenimiento de las vías de acceso y, en algunos lugares, tratamiento del agua de manera continua o periódica para lograr los objetivos requeridos. El periodo de pos-cierre continúa mientras sea necesario, para verificar que se hayan cumplido los objetivos del cierre y el lugar sea estable a largo plazo. Esto puede tomar un período de varios años o puede ser indefinido, dependiendo de muchos factores, incluyendo la necesidad de tratamiento de agua a largo plazo. Por eso, la sustentabilidad de un proyecto minero no depende sólo de la etapa productiva, que es tal vez la de mayor visibilidad, sino que el cierre y post cierre son fundamentales para lograr este objetivo.

 

APORTES PARA UNA LEGISLACIÓN NECESARIA

La normativa internacional provee de un marco conceptual referente en la materia y en resultados, la cual se puede tomar como base siempre que la adaptemos a la estructura institucional de nuestro país. Por ejemplo, en Canadá la legislación minera es potestad  de las provincias. Cada una controla la exploración, desarrollo, conservación y administración de recursos minerales dentro de sus fronteras políticas, no existiendo una Ley Marco Nacional en la materia a la cual adherir o tomar como base para generar legislación propia. Desde la década del ´80, se han establecido varias regulaciones a lo largo del país para que las compañías mineras rehabiliten las áreas una vez que hayan terminado su trabajo en la zona. Hoy por hoy, en la totalidad de las provincias es una obligación presentar los planes de cierre y abandono de minas y además de los pasivos ambientales como parte de la evaluación ambiental del proyecto. Es común acompañar estos planes con garantías constituidas mediante la expedición de bonos cuya cobertura incluya la implementación.

En Perú, que es el país donde la minería tiene mayor incidencia en su PBI en nuestra región, existe una ley específica de cierre y abandono de minas, donde se estipula que el objetivo del plan de cierre es la prevención, minimización y control de los riesgos y efectos sobre la salud, la seguridad de las personas, el ambiente, el ecosistema circundante y la propiedad, que pudieran derivarse del cese de las operaciones de una unidad minera. La ley excluye el tratamiento de los pasivos ambientales, lo que le otorga cierta debilidad desde el momento en que quedan caracterizados y acotados los pasivos, pero no hay obligatoriedad en cuanto a su minimización y/o tratamiento. La obligatoriedad de ejecución y presentación de los planes de Cierre es para todos los titulares mineros, sin diferenciar el mineral extraído, cantidad de producción u otra característica específica. El contenido del plan es similar a lo exigido en Canadá. Las medidas de rehabilitación, su costo, los métodos utilizados y la constitución de las garantías ambientales y financieras son los ítems más sobresalientes.

En el caso de Chile, otro país con un desarrollo de la minería metalífera importante, la regulación en materia de cierre de minas es relativamente nueva. Garantiza el cierre de operaciones en forma sostenible, es exigible para todas las minas y los planes deben ser aprobados por el SERNAGEOMIN (Servicio Nacional de Geología y Minería). En el caso de producciones inferiores a 10.000 toneladas/año, no es necesario constituir garantías financieras. Cuando debe aplicarse la garantía, esta cubre el periodo completo de operación del proyecto hasta el término de su vida útil, así como las medidas de seguimiento y control requeridas para la etapa post-cierre.

Las compañías tienen 15 años para realizar pagos escalonados equivalentes al costo del plan de cierre, lo que proporciona fondos suficientes al gobierno para financiar el plan si la compañía no lo hace. Las firmas también deben reevaluar el plan de cierre y los costos asociados, a medida que la operación minera evoluciona. El Estado devuelve la garantía si la empresa cumple con su plan de cierre, de lo contrario ejecuta el cierre con el monto cubierto por la garantía.

Estas normativas internacionales nos muestran que la problemática del cierre de minas es una cuestión que debe regularse para garantizar las mejores prácticas. Sin embargo, todavía nuestro país no ha generado legislación en esta temática, lo que es un punto débil para garantizar un desarrollo minero sustentable.

En la práctica, en nuestro país, los titulares de proyectos describen los Planes de Cierre en los Estudios de Impacto Ambiental de la explotación, tomando como modelos algunas de las exigencias que hemos visto en la normativa de otros países, dejando en manos de las diferentes autoridades de aplicación, según cada provincia, la aprobación de los mismos y la disposición o no, de obligaciones o condicionamientos adicionales sin normativa alguna como referencia.

El desarrollo de nuestro potencial minero implica la necesidad  urgente de una Ley Nacional específica que regule para nuestro país la etapa del Cierre de Minas, que otorgue homogeneidad jurídica a todos los que desarrollen la actividad minera y que sea un instrumento de gestión ambiental válido frente a cualquier cuestionamiento que pudiera existir.

Así como la Ley 24.585 marcó las bases para la gestión ambiental en la actividad a nivel nacional, resultando un modelo y una línea de base para que las diferentes jurisdicciones adhieran y/o sancionen normas particulares de aplicación en sus ámbitos, hoy es imprescindible una normativa que regule  el Cierre de esta actividad extractiva.

Una buena normativa impulsará el desarrollo de una industria minera responsable en nuestro país. Tenemos riqueza geológica, capacidad profesional y proveedores con experiencia en el sector. Para abrir todo este potencial es necesario que Argentina se instale como un jugador a nivel mundial con una legislación que garantice la sustentabilidad de los distintos proyectos. Hemos avanzado mucho para lograr las inversiones necesarias, pero la legislación sobre el cierre de minas sigue siendo una asignatura pendiente

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Por Art Berman.

Esta investigación realizada por Art Berman sobre el pasado, presente y futuro del shale gas en Norteamérica es una gran oportunidad para comprender la naturaleza de estos recursos, que hoy en día aportan cerca del 40% del gas estadounidense. Teniendo en cuenta que Argentina es la segunda reserva de recursos técnicamente recuperables del shale, y de su desarrollo depende el logro de un autoabastecimiento energético sostenido para nuestro país e incluso tener capacidad para transformar a nuestro país en un exportador de energía.

Más allá de todo esto, debemos tomar este análisis y enmarcarlo dentro de su contexto, ya que hay grandes diferencias entre Estados Unidos y Argentina (como la ubicación de las formaciones o el consumo de cada país), y son esas diferencias las que auguran un futuro mucho más promisorio para el shale en nuestro país.

EL SHALE GAS NO ES UNA REVOLUCIÓN

El shale gas no es una revolución. Es sólo otro proyecto con una estructura de costos algo mayor y una base de recursos más grande que el gas convencional.

El costo marginal de producción de shale gas es de US$ 4 el millón de BTU, a pesar de opiniones sin fundamento técnico que suponen un precio menor. El precio spot promedio del gas ha sido de US$ 3,77 y ya que el shale gas se ha convertido en el factor sustentador en el suministro de los EE.UU (2009-2017), los precios de mediano plazo deberían, lógicamente, promediar alrededor de US$ 4 el millón de BTU.

Sin embargo, una consideración crucial a tener en cuenta será la disponibilidad de capital. Los mercados de crédito han estado dispuestos a apoyar la perforación de shale gas no rentable desde el colapso financiero de 2008. Si ese apoyo continúa, los precios a mediano plazo del gas podrían ser más bajos, tal vez en el rango de US$ 3,25 el millón de BTU. El precio spot promedio para los últimos 7 meses ha sido US$ 3,13.

Los modelos de suministro de gas en los últimos 50 años han sido sistemáticamente erróneos. Durante ese período, los expertos coincidieron en que las condiciones existentes de abundancia o escasez definirían el futuro previsible. Eso llevó a miles de millones de dólares de inversión desperdiciada en instalaciones de importación de GNL.

Hoy en día, la mayoría de los expertos asumen que la abundancia de gas y el bajo precio definirán las próximas décadas debido al shale gas. Esto llevó a una inversión masiva en instalaciones de exportación de GNL. Tanto el supuesto como su corolario de inversión deben examinarse cuidadosamente a través de la lente de la historia.

La lente de la historia

Los últimos 40 años se han caracterizado por dos períodos de suministro continuo de gas y dos periodos de escasez de estos recursos. La oferta fue ajustada desde 1980 hasta 1986, y los precios del gas promediaron US$ 5,57 el millón de BTU (todos los valores en este informe son de abril de 2017 dólares). El suministro normal se restableció de 1987 a 1999, y los precios del gas promediaron US$ 3,24 el millón de BTU.

En la figura 1 podemos ver el costo promedio del gas en los últimos 40 años y la producción de las diversas formaciones shale desde el 2000 en adelante.

La escasez volvió de 2000 a 2008, y los precios promediaron US$ 7,72 el millón de BTU. La producción de gas de shale gas comenzó en la formación de Barnett en los años noventa. El desarrollo de otras formaciones shale culminó con el gigante Marcelus que posibilitó el retorno a los volúmenes normales de oferta. Por su parte,  los precios desde 2009 han promediado US$ 3,77 el millón de BTU.

Debido a que los precios cayeron alrededor del 50% con el crecimiento de la producción de shale gas, hay quienes asumen que este tipo de gas es de bajo costo. Esto sólo es cierto en comparación con el período anterior de altos precios que resultó de la escasez de recursos, pero no se comparó con los precios del gas convencional durante períodos de suministro normal.

El precio promedio del gas los últimos 40 años (desde 1976) fue de US$ 4.70 el millón de BTU, y si excluimos los períodos de escasez, ha sido US$ 3,40. El costo promedio del gas convencional entre 1987 y 2000 fue de US$ 3,42 el millón de BTU. Durante el período de dominio del suministro de shale gas (2009-2017) los precios han promediado US$ 3,77 el millón de BTU (Figura 2).

Modelos equivocados de suministro de gas y la solución errónea para el GNL

La lección de la historia es que el suministro de gas estadounidense es altamente incierto. La oferta normal caracterizó el 60% del período desde 1976, pero la escasez caracterizó el 40% restante. Durante cada episodio de suministro normal o limitado, los expertos coincidieron en que las condiciones existentes definirían el largo plazo. Siempre estaban equivocados.

El gas natural barato y regulado era abundante en los años cincuenta y sesenta, y la mayoría de los analistas creían que este sería el caso durante décadas. La abundancia y el bajo precio llevaron a un crecimiento de la demanda del 283% (45 bcf por día) entre 1950 y 1972. Figura 3.

La oferta no pudo mantener el ritmo y hubo escasez aguda de gas durante el invierno de 1970. En 1977, la escasez había crecido a proporciones de crisis. Pocos vieron venir esta situación, en parte debido a las estimaciones incorrectas de las reservas.

Los expertos coincidieron en que la escasez sería el factor común durante décadas y que el GNL importado era la única solución. Cuatro terminales de importación de GNL se construyeron entre 1971 y 1980. La oferta limitada de gas llevó a una edad de oro de las centrales nucleares y de carbón que en gran parte reequilibraron el mercado de la electricidad. Los subsidios gubernamentales y los créditos fiscales otorgaron incentivos para evaluar la viabilidad del shale gas y el metano de carbón como fuentes alternativas de gas natural.

Los años 80 y 90 fueron un período de gran estabilidad en los precios del gas natural. El aumento de las importaciones provenientes de los gasoductos de Canadá dio la falsa impresión de que, una vez más, había gas natural barato y abundante durante décadas. Todas las plantas de GNL se cerraron y algunas se utilizaron para el almacenamiento de gas.

Las enmiendas a la Ley de Aire Limpio en 1990 causaron que muchas centrales eléctricas cambiaran a gas natural para reemplazar el carbón. La demanda de gas natural aumentó 40%, 15 bcf por día, pero la producción no siguió el mismo ritmo del crecimiento de la demanda a pesar del aumento del gas de perforación dirigida.

La producción de gas canadiense y estadounidense alcanzó su máximo en 2001 y en 2003 se reabrieron los terminales de importación de GNL y se amplió la capacidad. Entre 2001 y 2006 se propusieron más de 42 instalaciones de importación adicionales, de las cuales fueron construidas siete. Los expertos coincidieron en que la importación de GNL era, una vez más, la única solución al problema del suministro de gas.

Los primeros grandes pozos horizontales fueron perforados en la formación shale de Barnett en 2003. A fines de 2006, la producción de shale gas en Barnett, Fayetteville y otros proyectos cercanos superaron los 4 bfc al día. Comenzando a vislumbrar una alternativa, no solo al mercado de importación de GNL en Estados Unidos, sino también al GNL a escala global.

En cada ciclo de la oferta se realizaron o abandonaron grandes inversiones en GNL. La capacidad instalada total de importación de GNL alcanzó  18,7 bfc, pero las  importaciones promediaron sólo 1,3 bfc diarios entre 2000-2008 y nunca superaron los 2,1 bfc por día. Eso es una utilización media de 7% y un máximo de 11%. El costo original de las terminales fue de aproximadamente US$ 18 mil millones. ¿Cómo podrían los analistas de la industria, los ejecutivos de la compañía y los inversores estar tan equivocados?

Ahora, los expertos coinciden en que, debido a la producción de shale, el gas será abundante y barato para siempre. Las exportaciones de GNL comenzaron a principios de 2016 y Estados Unidos se convirtió en exportador neto de gas en abril de 2017. Siete instalaciones de importación previamente fallidas se están convirtiendo en centrales de exportación de GNL a un costo previsto de aproximadamente 48 mil millones de dólares. Otras tres terminales de exportación han sido aprobadas por el Departamento de Energía (Figura 4) y se han aprobado solicitudes para la construcción de 42  terminales para exportar y además se han aprobado expansiones de capacidad de las centrales existentes.

Terminales aprobadas de importación y exportación de GNL en Norteamérica

 

Tomando el total de las solicitudes de exportación aprobadas, las mismas ascienden a más de 54 millones de pies cúbicos al día, lo que representa el 75% de la producción estadounidense de gas seco. La producción diaria de gas seco en los Estados Unidos en 2016 fue de 72 bcf al día. ¿Estamos repitiendo los errores de la importación de GNL a la inversa?

La Ley de Gas Natural (1938) establece que el Departamento de Energía debería aprobar una solicitud a menos que » la exportación o importación propuesta no sea consistente con el interés público». Por lo tanto, no se trata de regular o no el suministro de gas, sino más bien en pos del interés público. La aprobación de las solicitudes de exportación de GNL para el 75% de la producción estadounidense no parece ser en pos del interés público, ya sea desde el punto de vista de la seguridad del suministro o del precio del gas.

Costo marginal del shale gas

Los productores de shale gas han estado realizando afirmaciones exageradas sobre producción de bajo costo durante tanto tiempo que los mercados ahora los creen. Los analistas chocan rutinariamente sobre los precios subyacentes de US$3 a pesar de las declaraciones de ingresos corporativos y balances que muestran lo contrario. Por ejemplo, los líderes de Marcellus Cabot, Range y Antero gastaron un promedio de US$ 1,43 por cada dólar que ganaron en 2016; Chesapeake tenía ganancias negativas para el año y ni siquiera podía pagar por los gastos de operación con los ingresos obtenidos, que solo alcanzan a solventar gastos de capital y otros costos.

El conteo de equipos es un indicador directo de cómo los productores de petróleo y gas optan por asignar capital. Por lo tanto, es una manera simple de juzgar los costos marginales por la forma en que las compañías manejan las maquinarias activas. El número de plataformas horizontales de shale gas se mantuvo estancado en 2014, en consonancia con la caída de los precios del gas de más de US$ 6 el millón de btu a US$ 4. Sin embargo, los precios de los equipos mantuvieron una tendencia similar y se derrumbaron con esta caída de los precios.

Situación de las formaciones de shale gas con un precio de US$4

Los precios de los combustibles alcanzaron un precio promedio semanal de US$ 1,57  el millón de btu en febrero de 2016 y luego subieron consistentemente hasta finales de 2016. Los precios del shale gas se duplicaron, pero se estancaron antes de alcanzar los US$ 4. La implicación es que el costo marginal del shale gas es de aproximadamente US$ 4  el millón de btu.

El escenario bajista

La mayoría de los analistas del mercado de gas prevén un exceso en la oferta y un colapso de los precios del gas a partir de fines de 2017 debido a la nueva capacidad de los gasoductos de las obras de Marcellus-Utica. Se espera además, un aumento en la producción del gas de las formaciones de tight de la cuenca del Pérmico en particular, lo cual contribuirá a que se extienda esta visión bajista en los precios algunos años en el futuro.

Las curvas hacia el futuro reflejan esta perspectiva. Su estructura temporal se invierte, lo que significa que los precios de futuros a corto plazo son más altos que los precios a largo plazo (Figura 6). Los comerciantes del mercado están apostando a que los precios del gas invernal alcanzarán un máximo de entre US$ 3,25 y US$ 3,50  el millón de btu y caerán por debajo de US$ 3 a principios de 2018. El volumen de contratos más allá de mayo de 2018 se aproxima a cero, de modo que el panorama de empeoramiento de precios es especulativo hasta un año en el futuro.

 

El escenario bajista será desastroso para los productores, cuyos precios de acciones han caído casi un 30% ya en 2017 (Gráfico 7). Aunque los inversionistas han estado dispuestos a financiar los esfuerzos no rentables de estas empresas durante muchos años, sospecho que su paciencia se está acabando, como lo ha hecho últimamente para el tight oil.

Acciones de empresas de gas natural han caído un 29% en lo que va del año

 

Algunos analistas creen incorrectamente que los productores de shale gas han logrado empujar los costos hacia abajo a través de la innovación tecnológica y de eficiencia que los precios del gas por debajo de los US$ 3 serán la nueva realidad. Si bien es cierto que los costos han disminuido sustancialmente, esto ha sido más por los precios deflacionistas de la industria de servicios y menos por la tecnología y la innovación.

De hecho, el costo tecnológico de la producción no convencional de petróleo y gas produjo que los costos de perforación se multiplicaran por cuatro entre 2003 a 2014 (Figura 8). Sin embargo, la demanda deprimida desde 2014 ha dado lugar a una reducción del 45% en los costos de perforación y esto representa la mayoría de los ahorros en los costos.

Tengo pocas dudas de que habrá una presión a la baja sobre los precios del gas en el corto plazo, así y todo no creo que los precios se ubiquen por debajo de los US$ 3. Los productores tienen acuerdos de «send or pay» con los oleoductos que transportan los nuevos suministros de las formaciones de Marcelus y Utica. Algunos de estos proyectos probablemente enviarán gas a los mercados de exportación de Canadá y GNL con un efecto limitado sobre la oferta interna. Del mismo modo, gran parte de la producción futura de gas de la cuenca del pérmico probablemente vaya para México. La nueva oferta permitida por los nuevos proyectos en Marcelus y Utica provendrá de yacimientos de mayor costo de producción que hoy se encuentran fuera del mercado.

Los nuevos volúmenes que ingresan al mercado interno servirán en un primer lugar para paliar el actual déficit que hoy existe en la oferta (Figura 9). La producción de gas cayó a menos de 4 bcf  por día de febrero de 2016 a enero de 2017. La EIA prevé que la producción aumentará a 4,7 bcf por día en 2017, pero sólo 1,9 ccf  por día en 2018. Además, prevé que los precios promedio mensuales por encima de US$ 3,00 en 2018 terminará el año en US$ 3,66  el millón de btu.

Esto es sólo una previsión ciertamente incorrecta en sus detalles, pero las previsiones de la EIA sobre el gas doméstico han sido fiables en los últimos años. El aumento del consumo y las exportaciones deberían mantener los suministros relativamente estables y los precios razonablemente fuertes.

Desde principios del 2000 en adelante, productores y analistas han proclamado que el shale es un «cambio de juego». A partir de ahora, el gas natural será abundante y barato. Estados Unidos se estaba quedando sin gas natural antes de 2009, pero ahora puede permitirse exportar al mundo. Estábamos perdidos pero ahora nos encontramos.

A finales de marzo, los analistas de Morgan Stanley escribieron que en la formación de Haynesville  los costos de producción se ubican cómodamente por debajo de US$ 3 el millón de btu y en Marcellus-Utica oscilan entre US$ 1,50 a US$ 2,50 el millón de btu. Sin embargo, durante los últimos 7 meses, ninguna de esas buenas perspectivas se han reflejado en los balances y en las declaraciones de ingresos de los principales productores en esas obras.

Las compañías de shale gas gastaron un promedio de US$ 1,42 por cada dólar que ganaron en el primer trimestre de 2017 (Figura 10). Ese promedio excluye a Gulfport y Chesapeake, cuyo ratio de gasto de capital a efectivo fue de US$ 10,7 y US$ 5,4 respectivamente. Incluyendo esos dos operadores, las compañías gastaron US$ 2.12 por cada dólar que ganaban. No parece que incluso un precio de US$ 3 de gas sería el mejor escenario.

La firma financiera Bernstein Research publicó un informe en mayo que proyectó que la explotación de Marcellus-Utica se extenderá entre  19 y 37 años tomando como referencia una producción promedio de 36 bcf por día a lo largo de todo el período. Es menester destacar que, la producción actual es de unos 24 bcf por día. No conozco otro yacimiento de petróleo o gas en la historia del mundo con una trayectoria de producción creciente durante tanto tiempo.

Esto se debe a que Bernstein ha hecho una estimación de recursos técnicamente recuperables   con suposiciones bastante optimistas, ya que el informe no nos dice nada acerca de los volúmenes de gas que son comerciales para producir a determinados precios de gas.

Para ubicar este y otros informes de ventas en contexto, volví a visitar el pronóstico de producción de la Oficina de Geología Económica (BEG) para el shale de Barnett publicado en 2013. El estudio BEG determinó reservas de pozos individuales para 15 mil pozos en Barnett tomando como referencia un precio de US$ 4 el millón de btu de gas.

La Figura 11 muestra que la producción real de Barnett ha estado muy por debajo del pronóstico de BEG y probablemente dará lugar a recuperaciones finales muy reducidas. Esto no se debe a que el estudio BEG fue defectuoso, sino a que los precios del gas han sido inferiores al precio de US$ 4 supuesto en su pronóstico.

Comparación de la Oficina de Geología Económica (BEG) Barnett Shale Producción Pronóstico y Producción Barnett Actual

Si la producción de Barnett varía tanto de los escrupulosos análisis y pronósticos del BEG, ¿cómo podemos confiar en informes de analistas menos rigurosos que toman de referencia décadas de suministro barato y abundante de shale gas?

Las formaciones de Barnett y Fayetteville están muertas a precios actuales porque sus sweets spots se han desarrollado plenamente. Los conteos de equipos reflejan esta realidad inevitable (Figura 12). Los recursos considerables permanecen pero no a precios de gas menos a US$ 4. Las formaciones de Marcellus y Utica encontrarán inevitablemente el mismo destino, todos los yacimientos lo hacen. El mayor costo marginal de la producción fuera de los sweet spots dará lugar a una mayor oferta, pero también requerirá mayores precios del gas para desarrollar y producir.

Pocos analistas parecen considerar la economía (precios) en el shale gas como un factor limitante de la producción y, por lo tanto, para el abastecimiento. Tal vez en realidad creen que en proyecciones equivocadas que conducen supuestamente a un equilibrio de precios para las formaciones de Marcelus y Utica en el rango de US$ 1,5 a US$ 2.

Pero las cuestiones de precios y el crecimiento de la producción rezagaban el cambio de precios en aproximadamente 10 meses. Los precios del gas cayeron por debajo de los US$ 4 a finales de 2014, y aproximadamente 10 meses después, el crecimiento de la producción se redujo de casi 7% a 1% (Gráfico 13). El suministro de gas es bastante limitado hoy porque el crecimiento de la producción interanual ha sido negativo durante 14 meses consecutivos.

La producción de gas ha aumentado desde enero, y la EIA prevé que esto continuará hasta el 2018. Sin embargo, los datos de EIA también indican una oferta continua y ajustada. Esto se debe a que la demanda y las exportaciones de gasoductos y GNL están aumentando.

La mayoría de los analistas creen que los precios del gas se derrumbarán a principios de 2018, debido a que los nuevos oleoductos de Marcellus y Utica aportarán nueva oferta al mercado. Eso puede ser en el corto plazo, pero la evidencia sugiere que los precios del gas se recuperarán y seguirán siendo bastante fuertes a mediano plazo. Después de uno de los inviernos más tranquilos de la historia, los precios del gas se mantienen en el rango de US$ 3.00 el millón de btu y los inventarios comparativos han caído durante 3 semanas consecutivas.

El crecimiento de la producción, los datos de recuento de la plataforma y los balances de las empresas indican que el costo marginal de la producción de shale gas es de alrededor de US$ 4 el millón de btu. Sin embargo, la mayoría de los analistas dicen que no es así. Los modelos de oferta y precio de gas han sido sistemáticamente erróneos durante 5 décadas. Sin embargo, esta vez será diferente. Las terminales de importación de GNL eran fiascos de inversión, pero la exportación de GNL será un gran éxito.

Todas las teorías dominantes vacilan y son reemplazadas por nuevos paradigmas. Es poco probable que el shale gas sea una excepción.

Hay comodines que pueden prolongar el fenómeno del shale gas. El aumento del gas asociado a las formaciones de shale, particularmente en la cuenca del Pérmico, podría proporcionar algunos años más de suministro de shale gas. Hoy en día, gran parte de ese gas está siendo venteado para evitar el empalme y los gastos de procesamiento. Casi el 40% del gas de la cuenca del pérmico va a México, y es razonable pensar que más a futuro este gas será exportado hacia otras regiones. Además, las previsiones optimistas para el gas del pérmico suponen un precio de US$ 60 barril petróleo que hoy por hoy parecen cada vez más improbables.

Los mercados de crédito son otro comodín. Los inversionistas han estado buscando pruebas anteriormente que demuestren que el shale gas no es rentable. Esto se basa en gran parte en la expectativa de que el flujo de caja negativo es normal durante el desarrollo del yacimiento y que los beneficios vendrán más tarde. El problema con esto es que las tasas de declinación del shale gas promedian alrededor del 30% y los gastos de capital nunca terminan.

La lente de la historia coloca el shale gas en su perspectiva correcta. Los yacimientos no son de menor costo que los yacimientos de gas convencionales. Son sólo de bajo costo en comparación con los precios más altos resultantes del agotamiento de los yacimientos de gas convencionales a principios de los años 2000.

El shale gas no es una revolución, pero le compró a los Estados Unidos una década o más de suministro normal antes de enfrentar otro período de escasez de gas.

Las obras son grandes pero finitas, y el precio es importante. La industria ha abandonado las primeras obras de shale gas, como Barnett y Fayetteville, porque sus áreas centrales están completamente desarrolladas y el costo de desarrollar los recursos marginales es mayor que en las áreas centrales de las formaciones de Marcelus y Utica.

Las obras más recientes seguirán el mismo patrón de crecimiento, pico y declinación lenta como el Barnett y Fayetteville, como todos los yacimientos tienen en la larga historia de la industria del petróleo y el gas. La idea de que las obras de shale son de alguna manera diferentes desafía las leyes bien establecidas de la física de la tierra y el agotamiento.

La historia del shale gas reclama el éxito basado en el tamaño de los recursos, pero no en las reservas. Enfatiza los volúmenes de producción pero no el costo de esa producción. Sus promotores se centran en la tecnología que hace las obras posibles, pero no el costo de esa tecnología. Los precios de equilibrio se discuten más bien que los beneficios porque los proyectos no son rentables. Ningún inversor inteligente pone su dinero en proyectos de equilibrio de todos modos. Cuando se aborda la economía, los analistas y la industria excluyen los gastos importantes que se nos dicen hoy son realmente bajos y, por lo tanto, pueden ser ignorados.

La historia del shale gas es aceptada porque pinta un cuadro que satisface las aspiraciones de la independencia energética norteamericana, la fuerza política emergente y el crecimiento económico.

Si la historia se repite lo suficiente, tal vez se haga realidad y nos aportará suministro por algunos años todavía, pero lejos está de ser una revolución energética.

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Después de un descenso de casi US$10 el barril desde mediados de mayo, los precios del crudo repuntaron fuertemente la semana pasada, con los precios del WTI subiendo desde menos de 43 dólares a US$46 el barril. Aunque muchos especialistas todavía están preocupados por los excesos de stock almacenado, la mayoría de los comerciantes son optimistas de que lo peor ha pasado y que de acá en adelante los precios aumentarán debido al recorte de la producción de la OPEP. El optimismo surge en gran medida, debido a la desaceleración del aumento de la producción de shale oil en Estados Unidos, el cual achicaría el volumen de crudo que inunda el mercado.

La semana pasada se dio a conocer un informe que destacaba que Estados Unidos mostró un pequeño incremento en su inventario de crudo. Pero, es un ligero repunte con respecto a los descensos de hace dos semanas, por ejemplo hubo una caída de 900 mil barriles en los inventarios de combustibles de Estados Unidos y sumado a esto un descenso de 100.000 barriles por día hace dos semanas, según consigna la EIA.  Varios analistas reconocen que las causas de estas momentáneas disminuciones son una importante tormenta en el Golfo de México hace varios días  y una menor producción en Alaska debido a la necesidad de frenar equipos por mantenimiento.
Los precios del WTI establecidos todavía en mediados de US$ 40, siembran dudas sobre cuánto tiempo puede seguir creciendo la industria de shale oil estadounidense,  vendiendo el petróleo por un valor menor que, en muchos casos, el costo de producción. La semana pasada, el recuento de las plataformas petrolíferas estadounidenses cayó por primera vez desde enero, aunque haya sido sólo dos máquinas, es una tendencia a tener en cuenta. Los más optimistas reconocen que los precios del petróleo deben estar por encima de los US$50 el barril para que todos los operadores del shale puedan producir y generar ingresos más rentables en el largo plazo.

La semana pasada, el gobierno de Trump anunció (sin un fundamento técnica del todo coherente) que Estados Unidos pronto dominará la producción de energía a nivel global. Para el Presidente norteamericano, su país dentro de poco pasará a ser un importante exportador de petróleo y gas, por lo que Estados Unidos ya no dependerá de las inestables fuentes extranjeras de petróleo.

Como muchos observadores, incluidos los investigadores del CEEPYS, señalan que es difícil que un país que importa 8 millones de barriles de crudo al día pueda dominar la producción y exportación mundial de energía, sin embargo, la administración estadounidense tiene una respuesta optimista ignorando las perspectivas actuales. El levantamiento de numerosas regulaciones federales sobre la perforación seguramente aumentará significativamente la producción de petróleo de Estados Unidos, reduciendo así la necesidad del petróleo importado, pero no bastará ni remotamente para transformar a Estados Unidos en un país netamente exportador de crudo.
Finalmente,  el gobierno norteamericano espera que las exportaciones de GNL crezcan indefinidamente haciendo de Estados Unidos una potencia importante en los mercados energéticos mundiales. Sin embargo, la desventaja de este escenario es que la producción de gas natural estadounidense ha estado cayendo año tras año durante los últimos 14 meses debido a los bajos precios y un exceso de gas en el noreste. Todas las principales partidas de shale gas están en declive y la demanda de exportaciones de GNL y generación de energía eléctrica obligará a los precios a subir y consumir el stock almacenado.

Nuevamente, muchos analistas creen que la noción de que la industria del shale gas de Estados Unidos se convertirá en un importante proveedor de los mercados mundiales de GNL es altamente improbable. La producción de gas convencional de Estados Unidos ha estado cayendo constantemente durante algún tiempo y es probable que los principales yacimientos de gas de shale oil estén alcanzando su máxima producción en el corto plazo.

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Por Tom Whipple

 

En el último mes, los precios del petróleo WTI de Estados Unidos han caído de cerca de US$ 52 el barril a menos de US$ 45. Esto se debe en buena parte a las grandes exportaciones de crudo de Estados Unidos, las cuales han sido alrededor de 1 millón de barriles por día en las últimas semanas (a pesar de esto continúa importando el 47% del petróleo que consume, alrededor de 7 millones de barriles por día). Por su parte, los precios del Brent del Mar del Norte, se han situado entre  US$2  y US$3 por barril más alto que el WTI.

Sumado a esto, la semana pasada un informe de la Agencia Internacional de Energía predijo que el exceso de petróleo continuaría en el 2018 e incluso más allá, y combinado con un inesperado aumento de las reservas de petróleo comerciales de Estados Unidos, empujaron los precios del petróleo hacia abajo, para tocar los US$43.

Hasta hace poco, la AIE preveía que el recorte de producción de la OPEP  y de los países NOPEP pronto drenaría el exceso de petróleo y los precios subirían. Sin embargo, la Agencia ha cambiado su pronóstico y prevé que la situación global de exceso de oferta continuará hasta 2018. La AIE prevé que la demanda mundial de crudo tendrá un crecimiento de 1,3 millones de barriles por día en 2017 y 1,4 millones en 2018. Además, observa que la producción de shale oil en los Estados Unidos aumentará en 430 mil barriles por día este año y 780 mil el año que viene.

La producción total de los países por fuera de la OPEP, incluyendo Estados Unidos, se prevé que crezca en 1,5 millones de barriles por día el próximo año. Con los inventarios de almacenamiento globales actualmente en 292 millones de barriles ubicados por encima de la meta de la OPEP, esto es el promedio de cinco años, es difícil proyectar como se va a dar el consumo del exceso de petróleo en el próximo año, teniendo en cuenta que si la producción de shale en Estados Unidos continúa creciendo más allá de los niveles proyectados.

Para analizar la cuestiones relativas a los precios del crudo, debemos detenernos en otras zonas del mundo que también deben ser consideradas, tal es el caso de Nigeria y Libia. Debido a situaciones de inestabilidad interna en ambos países la producción de petróleo se ha visto recortada muy por debajo de los niveles normales, por lo que estos países habían quedado exentos de la reducción acordada por la OPEP. Pero ahora, estos países están retornando a los niveles normales de producción, por lo que Libia podría llegar a alcanzar el millón de barriles en los próximos meses y Nigeria recuperar sus niveles de producción cercanos a los 2 millones de barriles por día. De lograrse esta situación, ambos países estarían produciendo 900 mil barriles por día más que en el momento en que se establecieron los recortes. Esta situación contribuiría a mantener a raya el aumento en los precios del crudo.

Sin embargo, esto no es del todo certero ya que como mencionamos más arriba, Libia y Nigeria son políticamente inestables y la producción podría volver a caer en cualquier momento. Por ejemplo, en Nigeria, hay rumores de nuevos ataques contra la infraestructura petrolera por parte de los militantes anti gobierno. En Libia por su parte, el conflicto con Qatar parece estar profundizando las divisiones entre las facciones pro y anti islámicas en el país.

Volviendo a los Estados Unidos, donde el mayor aumento proviene de la producción de no convencional (aunque el convencional sigue constituyendo la mayor producción) a pesar de que los precios de producción son más elevados en el caso del shale y del petróleo de aguas profundas en comparación con el crudo convencional. Debido a esto, se ha entablado un debate en torno a si es posible seguir aumentando la producción con precios cercanos a los US$40.

En primer término, hay quienes observan que se puede continuar produciendo en torno a esos precios ya que se han logrado grandes avances en el desarrollo del shale que han mejorado la eficiencia en la producción. Como la mejora en los equipos de perforación, aumento en la intensidad de las fracturas hidráulicas, mejor desarrollos logísticos y de perforación. Todo esto ha permitido bajar los costos de producción de más de US$60 por barril a cerca de US$40, haciendo rentable la producción de shale en torno a un barril entre 40 y 50 dólares.

Por otro lado, hay quienes consideran que los precios se aproximan a valores donde la producción de shale deja de ser rentable. Aclaran que si los precios caen por debajo de los US$40 muchos de los pequeños productores que dependen íntegramente de la producción de shale oil se encontrarían en serios problemas para cumplir con las predicciones optimistas de un aumento de la producción. Cabe destacar que el WTI ha caído un 19%, desde más de US$55 en enero de este año a valores apenas por encima de los US$40. Vale recordar que hace tan solo 18 meses, el crudo estadounidense se encontraba por debajo de los $30 el barril, lo que causó un gran número de empresas quebradas y una considerable reducción en la producción de shale.
Algunos especialistas creen que a menos que la OPEP y otros países fuera de la organización estén dispuestos a hacer nuevos recortes en la producción los precios del crudo seguirán cayendo. Sin embargo hoy por hoy, la interacción de muchas variables entre la oferta y la demanda que estarán en juego durante los próximos 18 meses hace que sea casi imposible saber con certeza el futuro de los precios del petróleo.

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