Читать книгу Petrocalipsis - Antonio Turiel - Страница 9

A finales del siglo XX se empezaron a percibir los primeros síntomas de que la producción de petróleo estaba cerca de tocar fondo. En aquel entonces, todo el petróleo que se producía era del mismo tipo y no hacía falta distinguir entre petróleo convencional y no convencional: el petróleo era simplemente ese hidrocarburo líquido viscoso y maloliente que se extraía en los clásicos pozos. Pero cada año se estaban descubriendo menos yacimientos de petróleo nuevos, hasta el punto de que ya no se cubría con esos hallazgos lo que se gastaba por año. Los geólogos que trabajaban en las petroleras comprendían perfectamente ya, a finales del pasado siglo, que la progresiva reducción de los hallazgos de nuevos yacimientos presagiaba una deceleración, primero, y una caída, después, de la producción de petróleo.

En 1998, los geólogos Colin Campbell y Jean Laherrère, con décadas de servicio en grandes petroleras multinacionales, publicaron su premonitorio artículo «El fin del petróleo barato» en la revista Scientific American, en el que avisaban acerca del futuro inevitable que auguraban para la producción de petróleo convencional. Quedaban todavía décadas de seguir produciendo petróleo, sí, pero cada vez se extraería en menor cantidad anual y sería más caro. Los datos de producción de los siguientes años y la subida progresiva de los costes de extracción confirmaban la validez del estudio de Campbell y Laherrère, así que hacía falta actuar. No se podía confiar en seguir haciendo lo de siempre; era preciso buscar nuevas fuentes de energía.

Naturalmente, esas fuentes de energía alternativas podían ser otras materias primas no renovables, como el gas natural, el carbón o el uranio, o también energías renovables. Pero la industria del petróleo no podía reconvertirse tan fácilmente de la noche a la mañana; necesitaban algo que se pareciese al petróleo de siempre. Además, la mayoría de las máquinas autónomas y automóviles que funcionan en el mundo utilizan productos derivados del petróleo, tan solo porque el petróleo es un líquido con una enorme densidad de energía, y eso es doblemente útil: que sea líquido hace que repostar resulte muy rápido, cuestión de pocos minutos, y que contenga tanta energía permite que las máquinas y los vehículos funcionen sin necesidad de repostar cada dos por tres. Pero no solo es conveniente para las petroleras encontrar un sustituto adecuado: los combustibles derivados del petróleo son, en verdad, la sangre que circula por las venas de nuestra civilización. Así que, tanto por el interés de las petroleras como por el de la sociedad en general, fue preciso que se encontraran nuevas fuentes de hidrocarburos líquidos de alta densidad energética. Y los encontraron. Más o menos.

Desde hace muchas décadas se conocen las grandes reservas mundiales que existen de los petróleos extrapesados, cuyos mayores depósitos se encuentran en Canadá y en Venezuela. Estos petróleos extrapesados se denominan así porque son muy densos y viscosos, hasta el extremo de que no se pueden considerar propiamente líquidos: su aspecto es, más bien, el de la brea o el alquitrán. Resultan unos ungüentos grasos, densos y pegajosos, más útiles para calafatear barcas o para asfaltar carreteras que para quemar. El nombre técnico de este tipo de sustancias es bitumen, y por eso en el caso de los depósitos de Canadá, donde el petróleo extrapesado se encuentra mezclado con arena, se las conoce como arenas bituminosas. En Venezuela también se presenta mezclado con el sustrato arenoso de la selva del río Orinoco, en una zona de más difícil acceso que en Canadá, aunque las reservas venezolanas son enormes.

La extracción del petróleo extrapesado despega hacia 2000, en un momento en que se empieza a intuir que el petróleo crudo convencional no subirá más, pero es a partir de 2005, cuando el petróleo crudo convencional toca fondo, que empieza a concederse más importancia a los petróleos extrapesados (recuerden que la fractura hidráulica no llegaría hasta cinco años más tarde, hacia 2010). En apariencia, suponía una gran oportunidad para que Canadá y Venezuela se convirtieran en los grandes suministradores mundiales de petróleo; Canadá, además, está muy interconectado con los Estados Unidos y sus gobiernos son aliados desde hace mucho tiempo, con lo que la situación parecía extremadamente ventajosa. Sin embargo, demasiado pronto se vio que los petróleos extrapesados presentaban demasiadas limitaciones al no permitir alcanzar un alto nivel de producción, y creaban, además, graves problemas ambientales.

La explotación de los petróleos extrapesados plantea enormes retos ya desde su misma extracción. Dado que no fluyen de ninguna manera, se tiene que comenzar por reblandecerlos y arrastrarlos con vapor de agua a mucha presión. Esto implica, en primer lugar, un gran consumo de agua y, en segundo, un gran consumo de energía para calentar el agua hasta convertirla en vapor e inyectarla en el subsuelo para ir extrayendo el bitumen. Obviamente, se arrastra no solo bitumen, sino también muchas otras cosas, arena principalmente, que precisan ser filtradas y separadas. Pero ahí no acaba la cosa. La sustancia extraída, el bitumen, forma una mezcla de hidrocarburos de cadenas muy largas y muy insaturado (es decir, con pocos átomos de hidrógeno), mientras que los hidrocarburos líquidos que solemos usar como combustibles (gasolina, diésel, fuelóleo, queroseno…) presentan cadenas mucho más cortas y repletas de hidrógeno. Así que hay que mejorar el bitumen para poder transformarlo en combustible idóneo para coches, camiones, tractores, excavadoras, aviones, barcos… Para lo cual se han seguido diversas estrategias en las dos regiones que son las máximas productoras mundiales: Athabasca, en Canadá, y la Franja del Orinoco, en Venezuela.

En Canadá, debido a la proximidad de las explotaciones de las arenas bituminosas a los grandes yacimientos de gas natural, se usó inicialmente ese gas para dos fines. En primer lugar, para calentar el agua y así obtener el vapor de agua necesario con que extraer el bitumen. Ese bitumen era, después, transportado en trenes hasta las mismas refinerías, donde el gas natural se volvía a usar para hacer la mejora final de la mezcla, el segundo fin de su empleo, insertando los átomos de hidrógeno en las cadenas insaturadas del bitumen y haciendo que el producto fuera ya algo más cercano al petróleo convencional, de modo que se pudiera continuar con la cadena de refinado estándar. El problema consistía en que, durante el proceso, se liberaban grandes cantidades de dióxido de carbono, el denostado gas de efecto invernadero CO₂. Las emisiones de gases de efecto invernadero en Canadá aumentaron de tal manera que se vio obligada a elegir entre renunciar a un pingüe negocio seguro o abandonar el Protocolo de Kioto. Por desgracia, escogió lo segundo, y fue el único firmante del Protocolo de Kioto en retirarse de él.

Pero, a medida que la producción de bitumen canadiense fue subiendo, pronto se vio que no habría suficiente gas natural para hacer la mejora en ese mismo país, circunstancia agravada por la llegada de Canadá a su peak gas particular (o cénit de producción de gas natural). Hubo que buscar una estrategia alternativa, y esta fue la de mezclar el bitumen con petróleo más ligero proveniente de los Estados Unidos, de manera que ya pudiese ser transportado a través de los oleoductos y llevar la mezcla hasta refinerías estadounidenses especializadas en tratar este tipo de producto. Esa solución fue favorecida a partir de 2010 debido al espectacular incremento de la producción de petróleo ligero de roca compacta procedente del fracking estadounidense, así que de nuevo parecía que el círculo se volvía a cerrar de manera perfecta. Sin embargo, las limitaciones en la cantidad de gas natural y de agua disponible para la primera fase del proceso han impedido que la producción de petróleos extrapesados de Canadá sobrepasara los dos millones de barriles diarios (frente a los casi cien de todo tipo de petróleo que consume el mundo hoy en día).

La situación es más precaria en el caso de Venezuela. Si bien en la Franja del Orinoco el agua es abundante, el gas natural no lo es tanto como en Canadá y, además, la zona es de difícil acceso y escasa infraestructura. Venezuela optó desde el principio por mezclar sus petróleos extrapesados con el petróleo ligero que la propia Venezuela extraía de la bahía de Maracaibo, pero esto pronto planteó dos serios inconvenientes: por una parte, la mezcla (que allí denominan orimulsión) tenía menos valor y mayor coste productivo que el petróleo de alta calidad de Maracaibo, y eso hizo que, aunque Venezuela aumentara su producción total de petróleo, disminuyeran sus ingresos. Además, el petróleo de Maracaibo empezó a declinar a principios de 2000 (Venezuela llegó a su particular peak oil del petróleo crudo), con lo que pronto comenzó a faltar petróleo ligero para conseguir realizar la orimulsión y Venezuela empezó a importarlo de otros países, y no le servía un petróleo cualquiera, sino que tenía que ser de alta calidad y de algún país donante que quisiera hacer tratos con Venezuela. Así las cosas, Venezuela comenzó a importar petróleo de Argelia, que pagaba a un precio muy elevado, y eso redujo rápidamente el beneficio económico obtenido (de modo que, en buena medida, el problema de su sector petrolero ha sido el que ha arrastrado al país al marasmo en que se encuentra en la actualidad). La situación de Venezuela es claramente insostenible, con sus campos caribeños en declive y su suministrador principal de petróleo ligero, Argelia, amenazado, pues este país también ha superado su pico de extracción, además de arrastrar no pocos problemas domésticos.

Durante la primera década de este siglo se exageró mucho la importancia de los petróleos extrapesados, ya que sus reservas equivalen a un par de siglos del consumo actual de petróleo. Sin embargo, por más bitumen que encontremos en el subsuelo, al final la producción mundial de petróleos extrapesados difícilmente superará nunca los cuatro millones de barriles diarios (poco más del 4 % del total actual), y no por falta de reservas de bitumen, sino por escasez de los otros medios que se necesitan: agua, calor y una fuente de hidrocarburos ligeros extra con los que poder combinarlos. Además, la explotación de este recurso conlleva una destrucción medioambiental difícilmente comparable con la de otras fuentes energéticas: al problema del aumento de las emisiones de CO₂ se le añade la contaminación de las aguas superficiales y de los acuíferos con sustancias tremendamente tóxicas y cancerígenas (benceno, tolueno, dioxinas…), junto con la destrucción de los bosques y selvas que se asientan sobre los depósitos de petróleos extrapesados, una pérdida que tiene un doble efecto negativo, ya que se destruye un hábitat natural de gran valor para muchas especies y porque, al eliminar el suelo y remover la tierra, este queda descubierto y más propenso a la erosión. Asimismo, la inversión en los petróleos extrapesados es ruinosa desde un punto de vista medioambiental, pero también supone una ruina económica: el elevado coste energético hace que el rendimiento de este tipo de explotación no pueda ser nunca económicamente rentable, con independencia de cuál sea el coste del barril de petróleo. Si no, que se lo pregunten a Repsol, que compró a la canadiense Talisman con el dinero que le pagaron por la expropiación de YPF para venderla unos pocos años más tarde con unas pérdidas de más de mil ochocientos millones de dólares.