Los recursos no convencionales de petróleo y gas lograron desviar la historia. En 2007, el mundo avanzaba hacia un colapso energético y a importantes conflictos por los recursos petroleros. China e India impulsaban un fuerte crecimiento de la demanda y había dificultades para satisfacerla. En ese año el mundo consumía 85 millones de barriles por día y EE.UU. 20, de los cuales producía sólo 5,8 millones e importaba el resto. Su dependencia del petróleo extranjero alcanzaba casi el 70%.
Ante esa situación, EE.UU. y los países OCDE comenzaron a ensayar distintas estrategias para salir de la dependencia del petróleo: promocionar los biocombustibles, incentivos y subsidios para el desarrollo de energías renovables, programas de eficiencia energética y miles de millones de dólares para investigación en tecnología y nuevas fuentes de energía. Estas decisiones se tomaban en función de la seguridad energética, no del costo fiscal de los proyectos. En 2008, el barril de crudo alcanzó los USD 147. El mundo temblaba.
Este panorama crítico impulsó el desarrollo de los recursos no convencionales: off shore de aguas profundas, arenas bituminosas en Canadá y, en EE.UU. el desarrollo del shale y tight de petróleo y gas. Estos últimos eran recursos que se conocían desde principios del siglo XX, pero no se sabía cómo extraerlos del subsuelo. Un viejo adagio de los petroleros norteamericanos profetizaba: «El shale es el recurso del futuro, y siempre lo será». La industria no confiaba en poder extraerlos, pero el gobierno norteamericano no perdía las esperanzas, el petróleo es irreemplazable.
Después de la segunda crisis petrolera de 1979, el Departamento de Energía de EE.UU. comenzó a investigar la manera de obtener esos recursos providenciales y lanzó el proyecto Eastern Gas Shales en la cuenca de los Apalaches, en una formación shale rica en gas natural. El proyecto, apoyado por el DOE, probó el uso de espuma de nitrógeno para fracturar estas formaciones y su análisis condujo a una comprensión más profunda de las fracturas naturales del shale.
A partir de estos antecedentes, en 2007 George Mitchell, experimentado geólogo y dueño de Mitchell Energy, estudió esos resultados para concretar la primera perforación utilizando fractura hidráulica a gran escala en la formación Barnett, cerca de Fort Worth, Texas. La compañía se basó en las investigaciones del Laboratorio Nacional de Sandia para mapear las fracturas de shale en los pozos. La empresa también se benefició de los créditos fiscales federales para perforaciones no convencionales que ayudaron a financiar el costo del desarrollo de la fractura hidráulica. Así, además de la inversión e iniciativa privada, el Estado Federal se hizo cargo de apoyar el desarrollo de estos recursos porque hacían a la seguridad nacional.
Gracias al shale, hoy EE.UU. logró compensar la declinación en la producción de gas y petróleo convencional, se ha convertido nuevamente en el mayor productor de petróleo del mundo con más de 11 millones de barriles diarios, y se encamina a alcanzar su independencia energética. En la última década, se han perforado más de 70 mil pozos no convencionales y se han producido más de 10 mil millones de barriles a partir de proyectos financiados por inversores de Wall Street. Sin embargo, el futuro no es tan claro; hoy están en discusión los costos del shale, la productividad de los pozos y la rentabilidad de las empresas petroleras, datos que Wall Street analiza permanentemente para seguir financiando a las empresas productoras.
En este sentido, un hecho significativo fue la publicación, el 2 de enero, de un artículo en el Wall Street Journal: «El problema secreto del Fracking: los pozos de petróleo no producen tanto como estaba previsto». La bajada de la nota destaca que: «el análisis de datos revela que miles de locaciones están rindiendo menos de lo que las empresas proyectaron»; habla de una «imagen ilusoria» de las perspectivas según el análisis realizado por Rystad Energy y confirmado por otras firmas consultoras de energía. La historia concluye que «miles de pozos de shale perforados en los últimos cinco años están produciendo menos petróleo y gas de lo que las empresas pronosticaron para los inversores, lo que plantea dudas sobre la fortaleza y la rentabilidad del shale«. Estas conclusiones se hicieron a partir del análisis de unos 16 mil pozos operados por los 29 productores más importantes de shale oil en EE.UU.
Al principio del artículo, el Wall Street Journal aclaró que «el pronóstico crítico no significa que la producción de petróleo de EE.UU está a punto de caer». Sin embargo, gran parte de la nota apuntó a la conclusión de que una cantidad importante de los recursos proyectados para los próximos años podrían no producirse ya que, como muestra una investigación de la empresa Schlumberger, la productividad de los pozos baja hasta un 30% cuando se perforan pozos secundarios, fuera de los sweet spot. Así está ocurriendo en Permian, la formación más productiva de EE.UU., ubicada en el oeste de Texas.
Hay otros ejemplos, todos muestran que, con los precios actuales, la producción acumulada de los pozos de shale puede no alcanzar para cubrir los costos. La nota señaló también que las 29 compañías estudiadas gastaron USD 112 mil millones más de lo que generaron en sus operaciones de los últimos diez años. En el mismo sentido, otros estudios mostraron que sólo un tercio de las empresas que operan en Permian tuvieron cash flow positivo en el tercer trimestre de 2018. Si bien todavía los inversionistas confían y continúan financiando la producción de shale, en algún momento esta situación puede cambiar si los precios no acompañan.
Lo que está ocurriendo en EE.UU. es un alerta para nuestro país y desafía el desarrollo de Vaca Muerta. Estamos recorriendo un camino similar en un contexto distinto. Los primeros pasos en el desarrollo del shale se dieron cuando el gas en boca de pozo estaba a USD 14 el millón de BTU, el barril de petróleo a USD 100 y el gobierno norteamericano impulsaba ese desarrollo. Hoy, el crudo está a USD 60 y el precio del gas está en discusión en nuestro país con un gobierno dubitativo y condicionado. Como demuestra la historia del shale y el informe del Wall Street Journal, la rentabilidad de estos recursos es crítica y, por consiguiente, es necesario tanto la inversión empresaria como el apoyo del Estado y cierto esfuerzo fiscal para que Vaca Muerta pueda desarrollarse de manera sustentable. El recurso está. Esperemos que la política acompañe. Necesitamos a Vaca Muerta.
