En pleno bosque boreal de Canadá se encuentra una de las últimas grandes reservas de petróleo del planeta: las denominadas oil sands. Según datos suministrados por la Comisión de Conservación de Recursos Energéticos de Alberta, el total de crudo potencialmente recuperable asciende a 315.000 millones barriles, de los cuales en principio podría extraerse un volumen económicamente explotable de 175.000 millones de barriles. Las arenas bituminosas -tal su traducción al español- están concentradas en tres grandes depósitos: el más grande se encuentra en la región de Athabasca, en los alrededores de Fort McMurray, en la zona nororiental de Alberta; las otras dos áreas son Peace River, en la zona noroccidental de Alberta, y Cold Lake, al este de la capital Edmonton.

¿Qué es el petróleo de arenas bituminosas?

En las arenas canadienses, el hidrocarburo surge del bitumen, que es la fracción orgánica de la roca extraíble mediante sustancias solventes. Consultado por DEF, el geólogo español Mariano Marzo Carpio ilustró así el proceso: “Entre los granos minerales de las arenas de Canadá, lo que tenemos es un sólido semiplástico, un asfalto, y para que fluya se recurre a la minería o bien se inyecta agua caliente al subsuelo para derretir el asfalto, que se fluidifica y puede ser extraído”. El catedrático de Estratigrafía y profesor de Recursos Energéticos de la Universidad de Barcelona aclaró que “cuando tenemos el asfalto en superficie, es todavía muy viscoso como para transportarlo por oleoducto a la refinería, por lo cual tenemos que fluidificarlo aún más hasta lograr un ‘sincrudo’, es decir, un crudo sintético”.

En su informe “El suministro global de petróleo”, presentado ante la Real Academia de Ciencias y Artes de Barcelona en abril de 2010, Mariano Marzo describe las distintas tecnologías utilizadas en el proceso: “Cuando las arenas están cerca de la superficie, se explotan mediante minería, usando enormes palas y camiones volquete. A continuación, se extrae el asfalto utilizando agua caliente y soda cáustica, para finalmente tratarlo mediante un proceso (upgrading) tendiente a aumentar la proporción de hidrógeno respecto a la de carbono, ya sea mediante la eliminación de carbono (coking) o mediante la adición de hidrógeno (hydrocracking), lo que da lugar a un crudo sintético que se envía a la refinería”. Según sus cálculos, aproximadamente el 20% del asfalto de Alberta puede ser recuperado mediante técnicas mineras, en tanto que el 80% restante requiere de otras técnicas que permitan su recuperación in situ.

En el testimonio que brindó ante el Subcomité de Energía de la Cámara de Representantes de EE. UU. en mayo del año pasado, el director gerente de la consultora estadounidense IHS CERA, James Burkhard, no dudó en señalar “el alza de los precios del petróleo, un entorno operativo estable, avances tecnológicos significativos, una regulación fiscal atractiva y el clima de apertura hacia los inversores que presenta Canadá” como factores relevantes a la hora de explicar el éxito del desarrollo de las oil sands de Alberta. Si bien el inicio de su explotación data de fines de la década del 60, Burkhard recordó que “no fue sino hasta el año 2000, a partir de una serie de avances en el campo de la ingeniería, que la industria de las arenas bituminosas alcanzó niveles de producción de 600.000 barriles diarios, equivalentes al rendimiento promedio de una empresa petrolera de medianas dimensiones”. El gran salto se dio en los últimos diez años, cuando la producción se duplicó y en 2010 alcanzó a niveles cercanos a 1,5 millones de barriles diarios, superando las exportaciones totales de petróleo realizadas por Libia antes de la guerra civil de 2011.

La llave de acceso al mercado estadounidense

“Actualmente EE.UU. es virtualmente el único mercado de exportación del petróleo de arenas bituminosas de Canadá, asegura Burkhard. La solución llegará de la mano del proyecto Keystone XL, un oleoducto de 1179 kilómetros de extensión que conectaría los campos petroleros de Alberta con Nebraska. La operadora será TransCanada, que planea proyecta sumar con este proyecto unos 830.000 barriles diarios adicionales a los 1,3 millones diarios que se transportan a través del sistema Keystone que funciona actualmente. Un aspecto a considerar es que la ecuación económica de esta obra se justificaría con precios del barril del crudo superiores a los 70 dólares.

Sin embargo, también hay otras cuestiones en juego. Desde el punto de vista geopolítico y siguiendo la línea de la “inteligente política energética estadounidense”, Mariano Marzo considera que el Keystone XL contribuiría reducir la dependencia de EE. UU. del petróleo de Medio Oriente, evitando así la “inestabilidad política crónica” de esa región y reduciendo notablemente los costos de transporte del crudo. En un razonamiento más global, el catedrático de la Universidad de Barcelona sostiene que “si mantenemos el ritmo actual de crecimiento de la demanda, en el futuro vamos a depender cada vez más del petróleo no convencional”. “A EE. UU. le interesa este cambio en la geopolítica mundial, de la misma manera que la interesa el gas no convencional, que probablemente de aquí a una década le permitirá ser autosuficiente en materia gasífera”, añadió.

Los altos costos y el impacto ambiental

Las mayores objeciones a la explotación del petróleo de arenas bituminosas de Canadá apuntan a los altos costos de extracción y al impacto ambiental de esta actividad. Burkhard entiende que los costos ligados a su producción “varían de acuerdo a los cambios en los precios del acero y en los costos asociados al equipamiento minero, las plataformas perforadoras, los recursos humanos y otros ítems”. Un dato a tener en cuenta, en ese sentido, es lo que en inglés se denomina energy return on investiment (EROI), que no es otra cosa que el cociente entre la energía obtenida en un proceso -en este caso, la extracción de petróleo- y la energía consumida en aquel. La pregunta que formula Marzo en su trabajo es “¿cuánto petróleo puede ser extraído obteniendo un importante superávit de energía?”. Su respuesta es contundente: “Su explotación implica un balance energético (relación entre la energía obtenida y la utilizada en el proceso de producción) que puede llegar a ser diez veces menor que el de los petróleos convencionales”.

En cuanto al impacto ambiental, si bien nadie duda de que la puesta en producción de este tipo de yacimientos conlleva un aumento en las emisiones contaminantes, las posiciones no son unánimes. Como admitió el propio Burkhard en su presentación ante el Capitolio, el debate está centrado en las “diferentes estimaciones del ciclo de vida de las emisiones de gases de efecto invernadero provenientes de las arenas bituminosas y en su comparación con las emisiones provocadas por otros combustibles”. Mientras el Supplement Draft Environmental Impact Statement (SDEIS), encargado por el Departamento de Estado, calculó que las emisiones generadas por las arenas bituminosas canadienses importadas por EE. UU. son un 17% más altas que las producidas por el promedio del crudo consumido en territorio estadounidense, un relevamiento de IHS CERA -tomando como referencia los análisis efectuados por 13 estudios sobre el ciclo de vida de las oil sands- redujo esa cifra a solo el 6%. Burkhard aclaró que en el estudio efectuado por su consultora se tomaron en consideración los métodos de extracción y la composición del petróleo de arenas bituminosas importado actualmente por EE. UU., el cual contiene una “combinación de bitumen y condensados” que son menos pesados y menos carbono-intensivos que el mismo tipo de crudo producido actualmente en Canadá.