a vertiginosa tasa de declive de la producción de gas y petróleo en lutitas o gas shale detectada en estudios de Arthur Berman y Lynn Pittinger (La Jornada, 7/3/12 p.31) y por el geólogo J. David Hughes en los registros de producción diaria de 65 mil pozos en 31 cuencas de Estados Unidos, contrasta con el optimista arrebato de gobiernos, partidos políticos y legisladores del Bravo al Cabo de Hornos, propensos más al negocio fácil (por decirlo de manera generosa) que al análisis riguroso. Encabezados por Obama, el cabildo fósil y Wall Street, los promotores dicen que con gas y petróleo shale vendrá una revolucionaria bonanza energética centenaria, se auspiciará bienestar y empleo, la independencia energética de Estados Unidos y según firmas bancarias y de inversión tipo Citigroup dueño de Banamex ¡América del Norte será el nuevo Medio Oriente! Pero el dato duro indica que al sur del Bravo, como advirtió Berman a Peniley Ramírez (Reporte Índigo 10/4/13) el shale es una aventura peligrosa.

La coincidencia del desplome del precio del gas en Estados Unidos y el furor por ampliar el mercado de capitales shale, que ya arrasó con los ahorros de miles de pequeños, medianos y grandes inversionistas, llamó la atención de Deborah Rogers, analista financiera cuyo estudio Shale and Wall Street, (Energy Policy Forum, 2013) detecta que las grandes firmas bancarias y de inversión de Wall Street se beneficiaron de ese colapso: en 2012 ganaron más de 45 mil millones de dólares –mmd– por servicios, honorarios y otros rubros vinculados a procesos de fusión y compra (merger & acquisition). Por lo que en más de un sentido son cruciales las mencionadas investigaciones geopetroleras para determinar si el shale puede gestar o no una era de bonanza energética.

El reto es magno: desde los años 70 hasta hoy, recuerda Hughes, el consumo mundial de energía se duplicó y más de 80 por ciento vino de los combustibles fósiles (CF). Además, en paralelo al descenso de los CF convencionales, en los próximos 25 años el consumo aumentará otro 44 por ciento con 80 por ciento proveniente de los CF (Ibid).

Según datos oficiales, el petróleo convencional y no-convencional de Estados Unidos llegaría al máximo de producción de 7.5 millones de barriles diarios (mbd) en seis años (muy abajo del máximo de 9.6 mbd del petróleo convencional en 1970) mientras el inusitado aumento del 40 por ciento de la producción de gas shale en Estados Unidos llegó a una meseta a finales de 2011: el 80 por ciento del gas shale viene de cinco cuencas, varias de ellas en declive”(Ibid). Por las altas tasas de declinación que muestran los registros diarios de los pozos, se perforaron más de 7 mil pozos con una inversión de 42 mmd en 2012, sólo para mantener el nivel de una producción valorada ese año ¡en 32 mmd!

El estudio de Hughes indica que la producción del tight oil también creció mucho representando cerca de 20 por ciento de la producción total, revirtiendo años de descenso. Más de 80 por ciento viene de dos cuencas: Bakken en Dakota del Norte y Montana e Eagle Ford al sur de Texas. Otras fuentes representan menos de 20 por ciento. Por su alta tasa de descenso se perforan más de 6 mil pozos con un costo de 35 mmd anuales para mantener la producción. El autor estima que el techo llegará en 2017 a los 2.3 mbd declinando a 0.7 mbd en 2025. Entonces, ¿en base a qué cálculos, firmas y gobiernos siguen promoviendo el negocio shale?

Hughes dice que es porque centran la atención en la cantidad estimada de recursos in situ asumiendo una fracción recuperable y procediendo luego a dividir esas reservas técnicamente recuperables por la tasa de consumo, resultando en décadas si no es que siglos de consumo futuro. Así se infla la burbuja shale dejando a un lado dos rubros esenciales para determinar la viabilidad de cualquier fuente energética: 1) la tasa de suministro de energía; es decir, aquella en que el recurso puede producirse. “Una gran cantidad de recurso in situ no dice nada si no puede producirse de manera consistente y en las grandes cantidades necesarias, características que”, dice Hughes, son afectadas por factores geológicos, geotérmicos y geográficos (que luego se expresan en costos económicos) y 2) la tasa de producción neta (TPN) de energía, que es la diferencia entre la cantidad de energía usada en la producción del recurso y la energía contenida en el producto final. Así, para Hughes no es tanto un problema de recursos sino de tasas de suministro. La TPN de los fósiles no-convencionales es muy menor a la de los CF convencionales, su declinación es exponencial y su explotación (fractura hidráulica) se asocia a enormes costos en salud humana, animal e impactos ambientales por lo devastador y tóxico de esa técnica sobre gente, agua y atmósfera.

En más de un sentido el gas shale es tóxico: big oil y Wall Street inflan la burbuja: ocultan pérdidas y –dice Berman–, usan artilugios financieros para mantener “la ilusión del gas shale como el futuro...energético mientras esperan tiempos mejores”.

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