Sáb. 02 Julio 2022 Actualizado 12:38 pm

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Un trabajador camina desde una plataforma petrolera de 161 pies de altura para recuperar una herramienta de un cobertizo cercano en las afueras de Garden City en el oeste de Texas (Foto: Jim Seida / NBC News)

¿Se acerca el fin del esquisto estadounidense?

Hace días la agencia de noticias londinense Reuters publicaba una exclusiva sobre la poco común desinversión del multimillonario fondo de pensiones del estado de Nueva York, debido a la venta de 238 millones de dólares en acciones y también de bonos de productores de petróleo y gas natural como Chesapeake Energy Corp, Pioneer Natural Resources y Hess por el temor a que no estén bien equipados para la conocida transición energética.

Pero existe un denominador común entre estas empresas y otras 21, que están inmiscuidas en este corte de financiamiento, y es que son reconocidas por ser las icónicas empresas que impulsaron el boom del petróleo shale o esquisto estadounidense.

Por ejemplo, Pioneer Natural Resources era uno de los principales productores de shale, en los años 2014-2016 aumentó su producción de petróleo entre un 19% y un 27% anual, ahora solo planea aumentar la producción en solo un 5% anual; y Chesapeake Energy Corp, pionera en el uso del fracking, que si bien se declaró en bancarrota en 2020 con el auge de la pandemia de covid-19, el año pasado salió apenas de esa condición por el aumento de los precios del barril de crudo y continúa en una compleja recuperación.

Esto agremia con un reciente artículo del periodista de investigación en petróleo y gas Collin Eaton, titulado Frackers de petróleo se preparan para el fin del auge del esquisto en Estados Unidos, cuya conclusión es que las empresas grandes de esquisto ya han agotado la mayoría de sus mejores pozos y describe que la producción de petróleo de Estados Unidos a principios de la pandemia estaba alrededor de 13 millones de barriles por día, y actualmente se registran unos 11,5 millones de barriles por día.

La falta de financiación podría tener implicaciones significativas para la producción de shale porque sin capital de inversión podría obstaculizar la producción futura.

En principio, estas señales indican que la industria del shale está sintiendo las presiones de su propia congestión, las ventas de petróleo y gas a bajo precio, como jugaron en su momento, ni siquiera cubrieron los costos de operación, mucho menos gastos de capital, para los procesos de la industria. Por ello es menester desplegar un repaso sobre el fracking que, más allá de ser una técnica de extracción, se fundamentó como política de seguridad de Estado de índole energética de Estados Unidos.

Política de Estado de EEUU: La energía

Desde la década de los 70, se consideraba que la dependencia de Estados Unidos por el petróleo exponía su economía a perturbaciones y hacía que su seguridad nacional tuviera mayor riesgo. Y eso se evidenció en 1974 con la crisis petrolera, cuya acción del secretario de Estado Henry Kissinger bajo la presidencia de Nixon fue crear el "Proyecto Independencia", un plan energético nacional para lograr la independencia energética a finales de la década, sin depender del suministro de fuentes externas.

Este siempre ha sido el basamento o ha servido de modelo para los planes y articulaciones geopolíticas de Estados Unidos, ya que ese proyecto fue la primera estrategia energética planteada a nivel de gobierno estadounidense, y a partir de allí, todos los presidentes que han pasado por la Casa Blanca anuncian políticas de independencia energética donde se vale todo: guerras, invasiones y acciones agresivo-pasivas.

En el mundo de hoy, la absoluta independencia energética no es realista.

Ahora bien, esa obsesión por lograr la independencia energética con el argumento de garantizar la seguridad surge de las consecuencias económicas que conlleva depender de las importaciones de petróleo y no menos importante: el propio ejército estadounidense depende del petróleo. En el año fiscal 2005, el Departamento de Defensa de los Estados Unidos (DoD) consumió 133 millones de barriles de petróleo, es decir, un recorte o interrupción en el suministro de este recursos perjudicaría al ala militar estadounidense.

La evolución de la promesa del fracking

De acuerdo al libro Snake Oil del miembro del Post Carbon Institute, Richard Heinberg, la técnica de fracking daba sus primeros indicios en 1865 de la mano de Edward Roberts quien la patentó como "exploiding torpedo". Manteniendo la idea, para el siglo XX distintas compañías petroleras que estaban en pleno crecimiento avanzaron con las tecnologías de producción petrolera, y es entre 1930 y 1940 cuando la producción de petróleo de Estados Unidos comenzó a crecer en Texas y en Dakota del Norte y que luego cae en picada en los años 70.

En la desesperante búsqueda de encontrar petróleo, en la década de los 90 se origina la técnica como se conoce hoy, de la mano del ingeniero George P. Mitchell, combinando la fractura hidráulica con la perforación horizontal. Además, como el shale no fluye de manera natural en el pozo, Mitchell incluyó en este sistema de extracción grandes cantidades de solventes para aumentar el flujo de petróleo. Hoy, ese ingeniero es reconocido como el padre del fracking.

Para Heinberg, la motivación de Mitchell en ese empeño de optimizar la técnica de extracción era por los créditos fiscales federales destinados a promover la explotación de recursos de gas no convencional, estos créditos brindan incentivos fiscales a las compañías petroleras para fomentar la exploración y producción de petróleo y gas, siendo valiosa esta medida cuando el contexto es de bajos precios al barril.

No obstante, el aprovechamiento de los precios del barril de petróleo es pendular, el aumento de los precios del petróleo desde inicios de este siglo sirvió de capital para invertir en la innovación y desarrollo tecnológico del fracking, por ende, el auge de esta técnica se llevó a cabo muchos años después de haber sido creada por Mitchell, cuyo año de marca fue el 2015.

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Producción petrolera vía pozos de fracking en Estados Unidos (2000-2015) (Foto: EIA)

Es decir, de acuerdo a la Administración de Información Energética (EIA, sus siglas en inglés) de Estados Unidos, en el año 2000, ese país llegó a producir aproximadamente 100 mil barriles por día fracturando 23 mil pozos. Para 2015, se fracturaban 300 mil pozos y la producción aumentó significativamente a 4 millones de barriles por día. Con estos resultados en el aumento de la producción de shale, esta técnica llegaba para quedarse.

La rapidez en poner en marcha a esta técnica fue gracias a la disposición los créditos, las deudas y también por la preexistencia de redes de ferrocarriles que incentivaron el alza de los precios del barril de crudo desde 2008 en Estados Unidos. Se destaca que en enero de 2011 a mayo de 2012, se desarrollaron 600 mil barriles diarios en el yacimiento Bakken en Dakota del Norte, esa red ferroviaria fue lo que permitió después el boom petrolero del shale en Estados Unidos, porque no se construyeron los trabajosos oleoductos.

Por ende, utilizar esta vía de transporte es más invisible y flexible que un oleoducto, ya que no exige un exhaustivo análisis ambiental y político porque las vías ya existían y se adaptan a la demanda. Estos trenes mueven el 70% del petróleo Bakken en Dakota del Norte, aumentando de esta manera la producción de petróleo estadounidense y de gas natural.

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El crudo viaja en ferrocarril por Estados Unidos (Foto: The Wall Street Journal)

Según la EIA, la cantidad de vagones ferroviarios de crudo comenzó a aumentar en 2012, a medida que crecía la producción en Bakken y otros campos de shale. Según la Autoridad de Oleoductos de Dakota del Norte, la capacidad de salida del ferrocarril de Bakken totalizó 965 mil b/d a fines de 2013, en comparación con los 515 mil b/d de capacidad del oleoducto, la ventaja se veía a simple vista. En 2014, la producción de petróleo en Estados Unidos alcanzaba los 11 millones b/d, convirtiendo a ese país en el mayor productor.

A la fecha ya el sistema ferroviario dedicado al shale cuenta con terminales en diferentes estados y acceso casi directo a distintas refinerías, el crecimiento de este fenómeno energético fue inédito y cambiaría las dinámicas comerciales petroleras a partir de 2018 a 2019 cuando Estados Unidos se convierte en el principal país que exporta petróleo. Para 2018, Estados Unidos exportaba 8,85 millones de b/d frente a los 7,99 millones de b/d de Arabia Saudita. Con eso lograron a materializar la ilusión de los años 60: llegar a producir más petróleo que los sauditas.

Este dato es clave porque es lo que diferencia a la producción de shale en cualquier parte del mundo, el circuito petrolero de transporte en Estados Unidos fue la ventaja crucial para que el andamiaje del shale se consolidara. En Europa no ha sido un boom, porque en el cálculo de costo-beneficio el shale no tiene cabida, incluso en Polonia se vendió la propaganda que podría ser el otro país en vivir el boom del shale, pero los pozos de no funcionaron como se esperaba, el potencial de explotación no es significativo, los inversionistas extranjeros se retiraron y las protestas ambientales sostenidas han obstaculizado los planes de perforación.

Hace una semana la Autoridad de Petróleo y Gas (OGA, sus siglas en inglés) de Reino Unido ordenó que ahora se tapen con concreto los únicos dos pozos de gas shale de ese país, debido a que no se han utilizado desde 2019 después de que se suspendieron las perforaciones de prueba debido a los temblores de tierra. En resumidas cuentas, el proyecto del petróleo shale es norteamericano fundamentalmente.

Luego de los golpes a la demanda de petróleo en plena pandemia, el mundo petrolero se encuentra en reacomodo. A la fecha los precios de los principales marcadores registran aproximadamente 90 dólares el barril con miras a tocar el umbral de los 100 dólares. Así como ocurrió antes del boom, los altos precios son el oxígeno para la recuperación de la industria que tanto dejó de ganar. De hecho, las operaciones están destinadas a completar pozos perforados del pasado, conocidos pozos perforados pero no terminados.

La extracción del shale es de ciclo corto, contraria a la producción convencional que puede durar 15 años, es decir, la tecnología del fracking no tiene larga vida, ya que se perfora y se comienza a producir en un breve plazo, y al cabo de un año de explotación se tiene una tasa de declinación de 60%, aproximadamente, y a partir del tercer año esa tasa de declinación desciende a 35%.

La traducción a esto es que cada tres años o menos las empresas petroleras deben estar perforando pozos nuevos. Otro capítulo del boom del shale para esta era post-pandemia no se repetirá a corto plazo. Ahora la carta sobre la mesa es la forzada transición energética.

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