Un repaso a los principales yacimientos de un mercado energético que, a las costosas instalaciones aguas adentro, añade la necesidad de trasladar el fluido por kilométricos gasoductos que atraviesan varios países. Es entonces cuando las finanzas se confunden con la geopolítica, siempre con el medio ambiente como espectador pasivo.
Como decíamos ayer, el fondo marino alberga reservas minerales de enormes dimensiones y es al mismo tiempo el hábitat más grande para la vida en la Tierra. Donde algunos ven esperanzados el negocio del siglo, otros contemplan temerosos una forma de suicidio colectivo. ‘Como decíamos ayer’, esa expresión lingüística atribuida primero a Fray Luis de León y que posteriormente repitió Miguel de Unamuno, ambos en las aulas de la Universidad de Salamanca, sirve para recordar “la nueva fiebre de la minería que se ha desatado en las profundidades oceánicas”, allí donde resulta que no solamente hay metales y tierras raras, sino también ingentes bolsas de gas natural listas (o no) para ser perforadas y explotadas.
Son muchos los países hipnotizados por la exploración y la explotación de unos yacimientos allende las costas y de características únicas. En esa orografía prolongada o sumergida bajo las aguas, con sus cordilleras y mesetas, con sus picos volcánicos y vastas llanuras abisales, es donde están depositadas buena parte de las esperanzas de un modelo extractivo que satisfaga la creciente industrialización y el continuo aumento de la población. Pero, “con el gas todo es mucho más complicado y difícil. No solo hay que encontrarlo, sino que después hay que meterlo en un mercado que sube y baja de forma mucho más inestable que el del petróleo. No hay, realmente, un sistema internacional que lo rija, sino que son las compañías y los gobiernos los que lo manejan; el control se reduce al transporte, donde sí hay que lidiar con las organizaciones internacionales”, confirma una fuente del sector que pide mantenerse en el anonimato.
Lleva años asesorando y trabajando para las grandes energéticas, que le exigen guardar silencio sobre una economía que mueve millones, pero que se maneja a tientas entre la bruma de un mercado con un presente inestable y con un destino incierto. Afirma que, a las ya de por sí costosas instalaciones offshore (en el mar), el gas añade una dificultad extra: su traslado, la necesidad de conducirlo hasta los puntos de demanda, mediante kilométricos gasoductos que a veces atraviesan varios países. Y es entonces cuando las finanzas se confunden con la geopolítica, siempre con el medio ambiente como espectador pasivo. El gas exige instalaciones de producción (técnicamente, de condensación y transformación) “siempre e inevitablemente muy caras”, recalca la fuente anónima, que suma a las redes de conexión, que requieren contratos también costosos y muy complejos. Con el petróleo es mucho más sencillo, pues lo puedes enviar en barco a cualquier parte del mundo”.
Porque entre los riesgos y las oportunidades propios de este tipo de futuros energéticos, el gas natural introduce la variable de lo desconocido por imprevisible. Por eso un mapa de las bolsas de gas que no incluya la variable de la incertidumbre no merece siquiera la pena de un vistazo. Ese es precisamente la principal novedad que representa el gas offshore, en una fiebre que, como decíamos ayer, se mueve entre la bruma los intereses privados y las advertencias ecologistas.
Por eso el mapa que elaboramos en esglobal para reflejar los siete yacimientos de gas natural más importantes en la actualidad está dibujado con un trazo titubeante de lo que hoy es una realidad consolidada, pero mañana mismo puede desvanecerse como la enésima promesa incumplida (o inviable económicamente) de un negocio desde cuyas entrañas apenas un puñado de voces se arriesga a hablar sin eslóganes ni patrocinios. Su proyección oscila entre los excelentes escenarios previstos por las gasísticas y también por la Agencia Internacional de la Energía (IEA, por sus siglas en inglés), cargados de conceptos como ‘sostenibilidad’, ‘seguridad’ y ‘oportunidad’ (basta con echar un vistazo al último informe anual publicado por la IEA), y los horizontes que vislumbran las voces consultadas para este artículo, que coinciden en rebajar las expectativas.
“En países desarrollados cada vez es más evidente el poco o inexistente espacio que le quedará al gas a partir de 2040, y sobre todo de 2050, para cuando se plantea la neutralidad climática. Será sustituido por gases renovables (hidrógenos o similares)”, resume el cofundador y director del centro de investigación Economics for Energy, Pedro Linares, para quien el gas “debería ser algo en declive” a partir de esas fechas, si bien “puede haber todavía uso para algunos yacimientos”.
Mar del Norte. La referencia europea
Hace ya mucho tiempo que comenzaron a explotarse las aguas situadas entre la línea imaginaria que une las playas y acantilados del Reino Unido, Noruega, Dinamarca, Alemania y los Países Bajos. La bibliografía especializada data las primeras extracciones de petróleo a mediados del siglo XIX, si bien las de gas tuvieron que esperar hasta principios del XX. Las cuentas de esas mismas publicaciones aseguran que se han superado ya las 15.000 perforaciones. Tal es la importancia de esta zona, que uno de sus yacimientos más conocidos, Brent, es el que da nombre a la referencia del crudo en los principales mercados.
Y el gas no se queda atrás, como demuestra la frecuencia con la que copa los titulares de la prensa especializada: “Total descubre gas en el mar del Norte de Reino Unido” (marzo 2020), “Equinor realiza descubrimiento de gas y condensado en el mar del Norte” (julio 2020), etc. Las noticias en torno a estas aguas (casi) siempre llegan revestidas de palabras que pintan un buen presente y un mejor porvenir. “Los resultados iniciales son alentadores”, reafirmaba ante la prensa el vicepresidente de exploración de la compañía Total, Kevin McLachlan. Precisamente, el mismo adjetivo que empleaba semanas después su homólogo en Equinor, Nick Ashton: “Es alentador ver que podemos seguir probando más recursos en una de las áreas más maduras de la plataforma continental noruega”. Mucho más desapercibidos mediáticamente pasan estudios como el del Centro GEOMAR Helmholtz para la Investigación del Océano en Kiel (Alemania), que alerta sobre las miles de toneladas de metano, el segundo gas de efecto invernadero más importante, que escapan de los pozos situados en el mar del Norte.
Golfo de México. El gigante norteamericano
La media luna que conforman el sureste de Estados Unidos y la parte oriental de México es la principal extensión offshore productora de energía al otro lado del océano Atlántico. De la envergadura de las cifras que mueve este enclave habla a la perfección la Asociación Nacional de Industrias Oceánicas (NOIA, por sus siglas en inglés), que en un estudio reciente considera que prohibir nuevas perforaciones a partir de 2022 supondría, solo por la parte estadounidense, la pérdida de unos 200.000 puestos de trabajo. “La producción continua de energía en el golfo de México es vital para todos los americanos, pero está en riesgo”, subrayan en dicho informe, en el que no tienen reparo a la hora de dar la vuelta a los argumentos habituales y autoerigirse en los defensores del medio ambiente: “Tenemos una de las huellas de carbono más bajas para la extracción del petróleo y gas del mundo. Si no permitimos la producción, nos veremos obligados a importar de áreas con regulaciones ambientales laxas que derrotarían los objetivos de aquellos que buscan prohibir la actividad offshore”.
Los huracanes y las tormentas que periódicamente amenazan estas latitudes obligan cada cierto tiempo a evacuar y a cerrar temporalmente cientos de sus instalaciones. Pero no es un cierre temporal sino definitivo lo que piden grupos ecologistas como la fundación Sierra Club y la red Healthy Gulf, que recuerdan desastres como el de Deepwater Horizon en 2010, una explosión en la que murieron 11 personas y que contaminó decenas de miles de millas cuadradas. “Millones de personas que viven en los Estados de la costa dependen de este entorno marino productivo para apoyar la pesca costera, el turismo y la recreación”, lamentan en el comunicado que emitieron a raíz de una de sus últimas acciones, el pasado marzo.
Mauritania y Senegal. La esperanza africana
Lo cierto es que las aguas profundas, situadas a más de 400 metros bajo la superficie, albergan los grandes descubrimientos de petróleo y de gas: la IEA estima concretamente que la mitad de los hallazgos de la última década son offshore. Entre ellos y desde principios de 2020, destaca el encontrado en una plataforma africana situada a poco más de un centenar de kilómetros del litoral de Senegal y Mauritania. Gran Tortuga, como se conoce esta enorme bolsa de gas, condensa buena parte de las expectativas energéticas del continente. Ambos países cuentan desde principios del siglo XXI con producción de gas y de petróleo, pero de forma testimonial, pues son explotaciones a muy pequeña escala que, si se confirman las predicciones, multiplicarían su productividad energética por la enésima potencia.
Tres empresas, British Petroleum (BP), la estadounidense Kosmos Energy y la senegalesa Petrosen, están sentadas a la mesa de un reparto que se espera rentable para los próximos 30 años. Aunque esos eran los cálculos antes de la caída de los precios energéticos producida por el coronavirus, que ha retrasado al menos doce meses las primeras fases de la extracción, previstas para 2022. Si antes de la pandemia ya se había establecido un tenso debate entre defensores y detractores, con programas de inversión social de BP incluidos para sembrar una opinión favorable entre la población local, ahora todo eso ha pasado a un segundo plano.
Y las consecuencias de la crisis sanitaria se extienden por el resto de bolsas de gas repartidas por el globo, tal y como explica a esglobal el director de Programa de Energía en el Real Instituto Elcano, Gonzalo Escribano: “Si la COVID19 es una postal de nuestro futuro energético, muestra que los recursos más costosos, también en requerimiento de energía, tenderán a ser menos explotados y el presupuesto de emisiones de carbono limitado se centrará en los yacimientos onshore menos costosos. El fracking y el offshore son candidatos a convertirse en recursos varados a medio plazo”.
Mar Caspio. El laberinto continental
Precisamente, hablando sobre aguas encalladas, ninguna como las del Caspio, técnicamente un lago de agua salobre de 371.000 kilómetros cuadrados, el más extenso del mundo, ofrecen una radiografía más reveladora de lo que sucede con el negocio del gas offshore. Fue allá por la década de los 90 del siglo pasado cuando este mar de interior comenzó a ser etiquetado como ‘el nuevo mar del Norte’. Las expectativas siguen ahí. La eterna promesa del Caspio sigue manteniendo su potencial intacto, pero pasan los años y las rentas no acaban de materializarse. La razón principal estriba en los protagonistas de esta historia: Azerbaiyán, Irán, Kazajistán, Turkmenistán y Rusia son los cinco Estados litorales de este mar de interior. Con disputas territoriales aún irresueltas, con regímenes y culturas muy diferentes y con rencillas históricas aún latentes, todo aquí es mucho, muchísimo, más complejo en el ya de por sí complicado y voluble mercado gasístico.
“Ahí hay mucho gas, sin duda. Pero introducirlo en el mercado es una pesadilla porque hay que construir un gasoducto que atraviese múltiples países, muy diferentes entre sí, hasta llegar a la Europa occidental, la que más necesita el gas. Y eso es un desafío enorme. Solo acceder al mercado supone una década de esfuerzo para tratar de poner de acuerdo a las autoridades competentes. Y eso, en un mercado inestable, es demasiado. Creo que va a ser imposible que llegue a ser rentable”, explica la fuente anónima, que desde su experiencia de trabajo en esta misma zona introduce una variable que, de forma paralela, ofrece una lectura geopolítica aplicable a otros rincones terrestres tocados por la maldición o la bendición energética: “Cuanto más inestable sea políticamente una zona, más y mejores posibilidades hay de alcanzar acuerdos. Los países suelen estar más interesados en sacar beneficios si se enfrentan a otro tipo de problemas, más que cuando dialogas con un gobierno estable que trata de involucrarse en todo el proceso”.
Mediterráneo oriental. El empeño de la UE
La movediza situación política del Caspio recuerda, salvando las múltiples diferencias, a la que se vive en el Mediterráneo oriental. El descubrimiento de yacimientos de gas en las aguas de Israel en 2009 y 2010 y en las de Chipre en 2011 fue el espaldarazo definitivo al anhelo europeo de romper su dependencia del gas ruso. Y en esa espera sigue la Unión Europea una década después. Los avances de Israel parecen consolidarse solo para el mercado interno, mientras en Chipre ya se han cancelado varios proyectos. Un escenario en el que el baile de actores es frecuente y en el que no faltan escenas protagonizadas por Egipto, Líbano, Siria, Jordania, Palestina y Turquía, entre los papeles más importantes de una trama en la que no pueden pasarse por alto cameos como los de Francia, Estados Unidos o la misma UE como el bloque más interesado en la consumación de esta obra de megalomanía energética. Precisamente la tensión en esta zona del Mediterráneo oriental ha subido recientemente de temperatura, con Grecia y Turquía en manifiesto desacuerdo, y con la Unión Europea en el centro de todas las miradas
Así de complejo es el proyecto del gasoducto del Mediterráneo Oriental (conocido como EastMed pipeline), una tubería de Chipre a Grecia y de ahí a la Europa continental, pasando entre medias por Creta. Cientos de kilómetros entubados imposibles de resumir en un par de párrafos y de la que dan buena cuenta publicaciones como esta del CIDOB (Gas en el Mediterráneo oriental: ¿cooperación regional o fuente de tensiones?) y, de forma más sucinta, estas recientes Conjeturas energéticas para 2020 de Escribano, en el que el experto del Real Instituto Elcano describe que el EastMed “parece inviable sin apoyo financiero de la UE, el cual resultaría inconsistente con el Acuerdo de París y el objetivo europeo de alcanzar la neutralidad en carbono para 2050. La decisión del Banco Europeo de Inversiones de terminar con la financiación de programas de energía fósiles para finales de 2021 ensombrece el futuro de esta infraestructura”.
Australia. La energía que reclama el Sureste Asiático
La necesidad de construir instalaciones de conexión entre extremos, el de la oferta y el de la demanda, es el factor decisivo que, en un mercado tan voluble y complejo, hunde muchos proyectos y aúpa a unos pocos elegidos, caso del golfo de México, que “ya tienen la infraestructura, los equipos y el personal cualificado”, explica la fuente anónima, y de Australia y su proyecto de gas Gorgon, ya que “tiene el mercado potencial a mano, con las comunidades asiáticas emergentes que realmente necesitan ese gas. Ahí hay futuro”. Gorgon, al noroeste del país, es uno de los proyectos de gas natural más grandes del mundo. Su construcción finalizó en 2017 y, a tenor del último informe de la IEA, su producción podría duplicarse de cara a 2040, dependiendo del escenario energético que se plantee para los próximos años. Está desarrollado por un conglomerado de filiales australianas, en el que vuelven a destacar tres filiales de transnacionales energéticas: Chevron, Shell y Exxon.
Tampoco escapa a las críticas ambientalistas, pues afecta a la isla de Barrow, una reserva natural y el origen de especies vulnerables como la tortuga plana. Las informaciones más recientes señalan que se han descubierto miles de grietas durante las tareas de mantenimiento de las infraestructuras de Chevron, lo que ha llevado al Sindicato de Trabajadores de la Industria Manufacturera de Australia (AMWU, por sus siglas en inglés) a pedir a la empresa que ponga a salvo a todos los trabajadores y cierren la persiana hasta que no se lleve a cabo una investigación independiente, pues “si algo va mal, puede ser catastrófico”, lamentan estos días desde sus perfiles en redes sociales.
Brasil y otras áreas en suspense
Junto a Australia, Brasil es el país que mayor crecimiento ha experimentado en la producción de gas offshore, según los datos de la Agencia Internacional de la Energía. El segundo país de América del Sur en producción de petróleo, solo superado por Venezuela, también destaca en el mercado del gas: en 2018 produjo 25.200 millones de metros cúbicos (bcm), con un índice R/P (reservas/producción) de 15,1 años, lo que quiere decir que, si mantiene sus niveles de producción, sus reservas de gas durarían más de tres lustros. Con Petrobras como el mayor productor, el 84% de las bolsas de gas brasileñas están ubicadas en alta mar.
Sin embargo, todo eso eran los datos oficiales antes del coronavirus, una pandemia que ha irrumpido en un mercado muy volátil y que puede ponerlo todo patas arriba, incluidos los yacimientos más sólidos como los siete aquí seleccionados. La COVID19 también ha ralentizado el mercado offshore, que en todo caso se enfrenta desde hace tiempo a un efecto más permanente, el de la emergencia climática.
Estos siete son los escenarios más sólidos que presenta hoy un mercado tan voluble que en apenas semanas puede dar la vuelta y por el que se asoman muchos otros países, que también han soñado o sueñan con encontrar el tesoro con el que comprar las garantías del progreso energético. No hay que perder de vista que en estas aguas todos los descubrimientos llegan bajo dimensiones descomunales. Se escuchan entonces los ecos de Japón y la enorme bolsa en el canal de Okinawa, al suroeste del país; y las grandes reservas de gas situadas al norte del círculo polar ártico, posibilidad tan controvertida en términos ambientales como jugosa desde un punto de vista comercial a medida que avanza el calentamiento global, con Rusia y Noruega habiendo troceado ya el pastel del Ártico, y la gigantesca reserva de gas de alta calidad y rendimiento que anunció China en la bahía de Bohai, al noroeste. Los ejemplos son innumerables.
A una escala mucho menor, también España anunció en 2008 la aprobación del que estaba llamado a convertirse en el depósito de gas natural más grande del Estado (la regla de los tamaños no fue una excepción aquí), situado frente al delta del Ebro, junto a las costas de Castellón y Tarragona. Aquello, el proyecto Castor liderado por el grupo ACS, acabó cuando los trabajos previos de exploración provocaron cerca de medio millar de seísmos que congelaron la apuesta. El saldo final: los cerca de 1.700 millones en concepto de indemnizaciones que salieron de las arcas públicas rumbo a ACS, mientras la resaca de aquel sueño o pesadilla del gas offshore español continúa todavía hoy en los tribunales.
