La Crisis del Gas Natural

Por Dale Allen Pfeiffer (traducción de Pedro Prieto)

© Copyright 2003, tomado de From The Wilderness Publications. Reservados todos los derechos. Puede imprimirse, distribuirse o colocarse en Internet solo con fines altruistas.

23 Junio, 2003, 2000 PDT (FTW) – Olvídense de los terroristas. No le presten ni un minuto al SARS. La mayor amenaza actual a los EE.UU. proviene de una escasez crítica de gas natural. La inminente crisis afectará al bolsillo de todos los consumidores y puede suponer que algunas personas no sobrevivan al próximo invierno. El problema no son los pozos, ni las bombas. El problema es que Norteamérica se está quedando sin gas y no hay suministros sustitutorios.

Las reservas de gas natural se encuentran en los 1.199.000 millones de pies cúbicos (unos 32.700 millones de metros cúbicos, N. del T.), que representa un 39% menos de los que había el año pasado por estas fechas (1.954.000 millones). La temporada de rellenado de los depósitos a tenido lugar a un ritmo muy modesto, aunque los compradores han hecho subir sus compras a niveles récord. (1) El periodo en el que se alcanza el cenit del rellenado se encuentra entre mayo y mitad de junio. A finales de julio, la demanda veraniega de electricidad, limita habitualmente el gas almacenado que queda disponible. Los niveles de almacenamiento semanal tienden a disminuir a lo largo del verano, vuelven a subir en septiembre y después caen hasta cero, a medida que comienza la temporada de invierno en octubre. Queda muy poco tiempo para recuperar los consumos record que tuvieron lugar el pasado invierno y la temporada del cenit se está acabando. Lo que es peor, los analistas dicen que tenemos que hacer algo más que simplemente reemplazar las cantidades consumidas el pasado invierno. Para evitar una crisis este próximo invierno, tenemos que asegurar un almacenamiento a niveles record.

Echemos un vistazo a la situación del gas natural (GN), en un esfuerzo por entender qué está sucediendo. Y apilemos una carga extra de leña para la estufa y veamos cómo hacer un aislamiento doble de la vivienda antes del próximo invierno.

Revisión

Aunque el petróleo y el gas se suelen encontrar en los mismos lugares y están originados por la misma materia orgánica, recordemos que el gas natural es diferente al petróleo en su propia naturaleza. Al ser un gas, al contrario que lo que sucede con un líquido, una vez que un pozo se ha perforado, se requiere relativamente poco esfuerzo para bombear el gas. Hay poca disminución en la producción y poca necesidad de gastar más energía para llevar el gas hasta el agujero de extracción. El perfil de la producción de gas natural, sigue generalmente una curva ascendente, luego pasa por una meseta y luego tiene una caída pronunciada, que apenas se anuncia previamente, ya que la presión en el pozo cae y entonces el asunto se desvanece. Por tanto, las reservas de gas natural responden mucho mejor a las perforaciones que las reservas de petróleo. Cuantos más pozos se perforen en una reserva, más GN se extraerá y más rápidamente se agotarán las reservas.

Debemos también recordar que, aunque el mundo en su totalidad no esté cerca del cenit de producción de GN, en Norteamérica si lo está. Puede haber grandes reservas de GN todavía sin descubrir en le planeta (especialmente en Rusia), pero eso aquí es poco relevante. Y ello es debido a que el GN no es fácilmente transportable a larga distancia. Primero debe ser licuado en plantas especiales de procesamiento, cargado en buques tanque especiales (LNG, del inglés Liquefied Natural Gas, N. del T.) y enviado a puertos de atraque especialmente diseñados al efecto y después volver a ser reconvertido en forma gaseosa.

Todo lo anterior, disminuye la energía neta del GN y sube el precio. Y la cantidad de energía que se puede enviar de esta forma está limitada por el tamaño y el número de buques tanque y la duración del tiempo de un viaje de ida y vuelta (del Oriente Medio a EE.UU. y vuelta, aproximadamente medio año por buque tanque, según algunas fuentes)

Los EE.UU. tienen pocos buques tanque de LNG y muy pocos puertos de descarga, aunque hay planes para construir más. Es poco probable que lleguemos alguna vez a satisfacer una parte significativa de la demanda mediante este procedimiento.

En los últimos años, los productores de electricidad de los EE.UU. han ido haciendo más uso del gas natural, como el medio más limpio de producir electricidad. Entre la generación de electricidad, la demanda para calefacción y la demanda industrial, nuestra utilización de GN ha crecido de forma considerable. Y la demanda continúa creciendo. El sector energético es el mayor responsable de este crecimiento; se espera que añada otros 2,5 ó 3 billones de pies cúbicos a la demanda nacional, entre hoy y el final de la década. (2)

La crisis de gas de California del periodo 2000-2001 fue en gran parte una crisis fabricada, debido a la codicia en el mercado privatizado. Los tiburones del mercado energético magnificaron un pequeño déficit de GN, hasta convertirlo en una completa crisis, a través de la manipulación del mercado y del suministro regional de GN. Este fue el fruto de la desregulación.

Desafortunadamente, las actividades criminales de los tiburones energéticos californianos han contaminado nuestra visión sobre el GN. Ahora, siempre que la escasez provoca una subida de precios del GN, la gente tiende a creer que la situación ha sido creada y manipulada por la industria. Y los suministradores de GN han intentado, más allá de lo razonable, mantener los precios bajos y el suministro alto, para evitar ser identificados con la memoria del fiasco de California. Por tanto, se permitió que la producción del 2002 cayese a un nivel ínfimo y eso hizo que los depósitos de GN no pudiesen responder a la demanda del pasado invierno.

La situación actual

La demanda del invierno del 2002-2003 se mantuvo alta todo el tiempo y agotó los depósitos hasta un nivel de 2.550.000 millones de pies cúbicos. A principios de abril, los depósitos habían caído al peligroso nivel de los 623.000 millones de pies cúbicos, más del 40% por debajo del nivel habitual para esas fechas. Los precios “spot” se dispararon a los 10 US$ por millón de British Termal Units (BTU’s). Esto llevó a los precios al nivel de los 30 US$ por millón de pies cívicos.

El Consejo de Químicos Americanos ha calculado que esto es el equivalente a pagar 16 US$ por un galón de leche, más de 9 US$ por un galón de gasolina o cerca de 13 US$ por una libra de carne. (3,77 Euros por litro de leche, 2,12 Euros por litro de gasolina ó 29 euros por kilo de carne, N. del T.) (3)

Los precios cayeron ligeramente después de la temporada de las calefacciones en invierno. Sin embargo, en las pasadas semanas, los precios han rebotado al alza de nuevo, debido a la creciente demanda para que se inyecte en los depósitos, lo que envió los precios a los 6 US$ por millón de BTU’s hacia el 4 de junio. (4) Todo apunta a que los precios sigan subiendo, ya que la industria energética necesita desesperadamente reconstruir sus reservas a lo largo del verano. La competencia con la demanda veraniega de electricidad podría enviar los precios de nuevo a las altas cotas del pasado invierno.

Efectos sobre la industria y la agricultura

Uno de los primeros efectos de los precios en alza del GN fue una caída de su uso industrial, junto con un cambio a otros combustibles, siempre que es posible y la capacidad tecnológica lo permite. Muchas de aquellas instalaciones industriales y generadores que cambiaron a productos petrolíferos, se han mantenido sin cambiar, ya que los precios más bajos del GN doblaban a los de los diferentes destilados del petróleo. Esto va a conducir a complicaciones. (5)

El Consejo de Químicos Americanos, junto a otros “lobbies” industriales, inmediatamente clamaron por el incremento de la producción nacional de GN y también de las importaciones. La industria química de los EE.UU. utiliza el 11% de todo el gas que se consume en el país, como materia prima para hacer funcionar sus plantas. En mayo la Corporación Bayer encabezó un gran esfuerzo para urgir al Congreso y a la Casa Blanca, para que levantara las restricciones a la producción de GN en el Golfo de México y en la Plataforma Continental Externa. También pidieron más importaciones de Canadá.(6) Como resultado parcial de esos esfuerzos, el embajador Paul Cellucci ha estado presionando a Canadá para racionalizar sus regulaciones y aumentar las exportaciones, tanto de petróleo como de gas, a los EE.UU.(7) Para hacer esto, Canadá tendría que reducir su propio consumo, porque la producción canadiense está en declive. Los expertos canadienses esperan que las exportaciones netas a Canadá disminuyan un 5% este año. (8)

Los altos precios del GN han llevado también a un incremento de los costes de los fertilizantes nitrogenados, que utilizan el gas como materia prima. El fertilizante nitrogenado se está vendiendo más de un 55% más caro de lo que se vendía hace un año. El gas natural supone del 70 al 80% del coste de estos fertilizantes. Los granjeros sureños también tienen que hacer frente a mayores costes de irrigación, puesto que utilizan el gas natural para hacer funcionar sus bombas. Los procesadores de alimentos no esperan pasar estos mayores costos a los consumidores; de hecho tampoco esperan absorber ellos los costes. Esperan que los granjeros se coman el extra coste.(9)

Las instalaciones de fertilizantes nitrogenados están pasando apuros. Hace poco, Unocal avisó de Agrium Inc, de unos posibles mayores costos en el suministro de GN a la fábrica de Agrium en Kenai, Alaska. Agrium es un productor líder de nutrientes agrícolas. (10) Estas noticias indican que la producción de GN en Alaska está en declive. Las plantas de fertilizantes van cerrando por doquier. Más recientemente, PCS Nitrogen anunció que cerraba indefinidamente su planta en Millington, Tennessee, debido la precio del gas natural. (11)

Y después está el efecto sobre la minería de las arenas petrolíferas canadienses, que funcionan con GN. Aunque ninguno de los protagonistas lo haya confesado nunca, es difícil creer que los crecientes precios del GN no hayan tenido nada que ver con la paralización de estos proyectos. Petro-Canada fue la última empresa que anunció el cese de actividades con las arenas petrolíferas, dejando congelado su multibillonaria estrategia con las arenas petrolíferas. Suncor, Shell y Syncrude están todas intentando controlar sus multibillonarios excesos en las operaciones con las arenas alquitranadas. Los analistas de Rigzone advierten que los costes de construcción (de los proyectos de arenas alquitranadas) que aumentan en espiral son la mayor amenaza a la seguridad energética de los EE.UU. (12)

El gas natural es también la materia prima para la producción de hidrógeno. Dado que se espera que los precios del GN se mantengan altos durante los próximos años, uno no puede sino preguntarse qué impacto tendrán sobre la fantasiosa economía del hidrógeno.

(Como nota al margen, ha hbido recientemente otro accidente con un tanque de hidrógeno que ardió. El gas hidrógeno comprimido en el tanque proyectó una llama a 60 pies de distancia en el aire, hasta que se consumió. Se cree que el fuego fue causado por un fallo en el mecanismo que controla el flujo de gas hacia el exterior del tanque (13))

La respuesta del gobierno y el ejemplo de Ladyfern

El Secretario de Energía, Spencer Abraham ha reunido a los dirigentes de la industria energética en una cumbre en junio, para discutir la situación del GN (14). Parece que de esta cumbre saldrá una petición para desmontar algunas regulaciones medioambientales sobre tierras controladas por le gobierno y áreas marinas. Parece asimismo que la cumbre terminará siendo una subasta de derechos de perforación para gas natural en tierras públicas.

Más allá de la nota de prensa, el Departamento de Energía (DOE, en inglés, N. del T.) cree que las fuerzas del mercado resolverán el dilema del GN. La agencia cree que precios más altos del GN, producirán mayores beneficios a los operadores, quienes, a su vez, tendrán más dinero para gastarlo en perforar pozos de gas natural.(15) El DOE no parece darse cuenta de que la industria está funcionando a duras penas a medio gas. La historia de la producción muestra que los nuevos pozos se agotan cada vez antes; la actual tasa de declive es del 28%. Aunque esto es parcialmente debido a la creciente demanda, también se debe al hecho de que los grandes campos de GN están todos envejecidos y en declive terminal. Los nuevos sitios tienden a ser menores y producen (y se agotan) rápidamente, en el esfuerzo por mantener los niveles globales de producción.

Una vez más, los economistas siguen sin reconocer que meter más dinero en la producción, no resolverá el problema, si la base de un recurso no renovable está agotada.

Otro mito que promueve el DOE, así como muchos especialistas en esta industria es que el precio no puede subir por encima del precio equivalente del petróleo en un periodo de tiempo sostenido, por la lógica de que los consumidores cambiarían del GN a los destilados del petróleo, hasta que los precios del GN volviesen a bajar. Esto puede haber sido cierto en el pasado, pero no se sostiene en el mercado actual. En este mercado, la mayoría de las oportunidades para cambiar de combustible ya se han tomado, como se mencionaba antes. El precio del GN está ahora dos veces más alto que los destilados de petróleo en millones de BTU’s equivalentes.(16) En un mercado así, nadie en su sano juicio seguiría quemando gas natural, si tuvieran la oportunidad de cambiarse.

Los analistas dicen que entre los sectores industrial y de generación de energía, hay al menos 6.500 millones de pies cúbicos diarios que pueden potencialmente cambiar de combustible. Estas afirmaciones se basan sencillamente en el conteo de las instalaciones que tiene permiso dual (de quemado) de combustible. Muchas de estas plantas no pueden quemar petróleo, aunque mantienen el permiso dual. Otros no pueden quemar petróleo durante la temporada del (agujero de la capa de) ozono. Muchas otras unidades de ciclo combinado, tienen el doble permiso, pero carecen de quemadores para el petróleo. Hay una cantidad de razones por las que la contabilidad de los permisos duales no ofrece una valoración segura del potencia del cambio de combustible. Parece ser que este potencial de cambio puede ser la mitad de lo que los analistas anuncian. (17)

Es más, los inventarios de los productos petrolíferos en los EE.UU. están ahora mismo en niveles bajos. Los inventarios de destilados están particularmente bajos, porque, en los últimos meses, las refinerías han estado convirtiendo grandes cantidades de destilados en gasolina. Debido a la creciente demanda, no se espera que estos inventarios vuelvan a recuperarse a corto plazo. El resultado es que sencillamente no tenemos físicamente el suministro de destilado que pueda permitir un cambio a gran escala.

Hay muchos otros factores que limitan la cantidad de los que se pueden cambiar de combustible. Con unos precios por debajo de los 10 US$/millón de BTU’s es poco probable que el cambio de combustible que se pueda dar exceda de entre 1.000 y 1.500 millones de pies cúbicos/día. Esto solo liberaría unos 175-250.000 millones de pies cúbicos de GN para inyectarlos a los depósitos entre ahora y finales de octubre.

Si las subidas repentinas de los precios de GN forzasen un frenesí perforador, el resultado probablemente sería similar al que sucedió con el yacimiento de Ladyfern en la Columbia Británica del Norte. Descubierto en 1999, se estimó que Ladyfern era el mayor descubrimiento de GN en Norteamérica. En un momento dado, se pensó que Ladyfern podría contener más de un billón de pies cúbicos de GN, pero la experiencia ha reducido esa cifra a la mitad. También se esperaba que Ladyfern llegase a alcanzar un cuarto de la producción de GN de Canadá durante algún tiempo en el futuro.

¿Qué sucedió? De un ritmo de producción de 785 millones de pies cúbicos diarios, el campo ha caído ahora a los 300 millones y pronto se reducirá a un hilillo Hace apenas un año, esta zona de British Columbia se asemejaba a la época de los buscadores de oro, con perforadores de GN, helicópteros, grupos de servicios y grupos de construcciones de carreteras y gasoductos, en estampida por la zona. Carreteras por las que pasaban 1.000 vehículos de servicio diarios hace un año, ahora ven pasar, con suerte, dos docenas de camiones. (18)

Lo ocurrido en Ladyfern fue el resultado de la desenfrenada codicia desreguladora. La falta de control del gobierno permitió que las corporaciones competidoras sobreexplotaran el lugar y lo dejaran seco en una fracción del tiempo que hubieran debido. El resultado es que hay muchos pozos punteando las tierras de muskeg (ciénagas de turba, propias de los territorios del norte, en Alaska y norte de Canadá, N. del T.) de British Columbia, que están drenando agua y a la gente de British Columbia se le han evaporado unos necesitados ingresos. Las empresas que debieran haber recuperado el 200% de sus inversiones, si las hubieran gestionado adecuadamente, han tenido que conformarse con un 20%. Y la sobreproducción y rápido agotamiento de Ladyfern ha contribuido a la caída de la producción de GN en Canadá y a la subida de sus precios en estos últimos meses. (19)

¿Aprenderá el DOE de Ladyfern, ahora que busca desmantelar las regulaciones, en su esfuerzo por espolear la producción de GN? ¿Recordará la industria del GN la lección de Ladyfern, atraídos por el cebo de los disparados precios del GN? A medida que la producción de GN siga disminuyendo en Norteamérica, los crecientes precios y la creciente demanda de GN podría ocasionar la sobreexplotación de otros lugares.

La temporada actual de rellenado de depósitos

La temporada de inyección de GN para su almacenamiento, normalmente va de abril a finales de octubre. Pero la mayoría del rellenado tiene lugar entre finales de abril y la mitad de julio, el periodo existente después del final de la temporada de invierno, pero anterior a que la temporada de refrigeración veraniega haga aumentar la demanda eléctrica. Esto significa que apenas quedan unas pocas semanas para el cenit de la temporada de relleno. Y a medida que pasa el tiempo, va siendo cada vez más difícil recuperar los déficit de las semanas anteriores. Hasta la semana que acababa el 30 de mayo, las tasas semanales de inyección seguían bajas. Parte de los motivos fue la necesidad de las empresas de distribución local de obtener los permisos que les permitiesen cambiar sus hábitos de compra. Los permisos ya se han obtenido y las empresas comienzan a menudear en sus pedidos de compra.

Hacia la segunda semana de Julio, la inyección de GN en los depósitos, entrará en colisión con la temporada de refrigeración veraniega. Este año, la demanda eléctrica recaerá, de forma creciente, sobre el GN. Gran parte de esta dependencia del GN se debe a los nuevos límites delas emisiones de NOx (óxidos nitrosos) que este año entran en vigor. Del 1 de mayo al 30 de septiembre, se exigirá a las centrales del Nordeste que reduzcan sus emisiones de NOx (el NOx es un precursor de la contaminación urbana) en un tercio de las que emitieron en el mismo periodo del año anterior. Para alcanzar este techo, las centrales que queman carbón se verán obligadas a reducir el uso del mismo y a sustituirlo por las más limpias unidades generadoras de gas. (20)

Para complicar las cosas, la mayor cantidad de cortes de las centrales nucleares, incrementarán aún más la necesidad de generar electricidad con gas natural. Las degradadas cabezas de los contenedores de los reactores, amenazan con dejar inútiles muchos reactores nucleares durante el verano. Los reactores nucleares generan en la actualidad alrededor del 10% de la electricidad nacional. (21)

Añádase a esto un verano caluroso y veremos, en fin, a los precios del GN volver al nivel de los 8-10 US$ que alcanzaron el pasado invierno.

Suministro, demanda y el objetivo ideal de almacenaje

Este invierno (pasado) vio el record del vaciado de 2.549.000 millones de pies cúbicos de los depósitos. Muchos analistas lo achacan al frío invierno. Pero incluso antes de que la temporada de invierno hubiese comenzado, el almacenaje había caído en más de 500.000 millones, con respecto al promedio de los (últimos) cinco años. (22) Así que comenzamos el invierno en una situación muy precaria.

Mientras que el este de los EE.UU. pasó una larga y amarga racha de frío en enero y febrero, el invierno resultó en realidad algo más templado de lo normal, en general, para una temporada invernal de calefacción. Medido en días de calentamiento convertidos a (consumo de) gas, el tiempo fue un 3% más templado que el promedio histórico. Aunque el clima frío severo de enero y febrero contribuyó al tirón de GN, en la semana más fría del invierno, el incremento del consumo de GN atribuible al clima fue de menos del 30.000 millones de pies cúbicos. Incluso después de ajustar los datos con el clima, el tirón de los depósitos para la temporada de invierno fue de 843.000 millones de pies cúbicos mayor de lo esperado.(23) ¿Por qué este enorme tirón?

La respuesta es que la demanda de GN ha ido aumentando en los últimos años, por encima de las valoraciones sobre el almacenamiento necesario de la Administración de la Información sobre Energía (Energy Information Administration, en inglés, N. del T.)

Mientras tanto, la producción de GN en los EE.UU. y Canadá ha caído por el precipicio. La única razón por la que esta caída no se ha dejado ver con claridad, es porque la industria del GN ha ido poniendo nuevos campos en producción, en un frenético esfuerzo por evitar que los niveles de producción cayesen muy rápidamente. Lamentablemente, muy pocos de los nuevos lugares tienen niveles altos de producción y la mayoría de ellos se desvanecen rápidamente. En efecto, la producción de GN, cada vez corre más, en un esfuerzo por simplemente mantener (la producción) estable, mientras la demanda los deja muy atrás.

Los analistas estiman que necesitamos un nivel de almacenamiento mínimo de 3.450.000 millones de pies cúbicos a principios del invierno, para mantener la seguridad pública. Incluso a este nivel, es muy probable que se den picos de precios. Una reserva deseable para mantener la seguridad pública y una economía saneada, estaría en el nivel entre los 3.550.000 y 3.850.000 millones de pies cúbicos. Los EE.UU., tienen una capacidad total de almacenamiento de 3.450.000 millones, justo por debajo del nivel mínimo requerido. El nivel ideal de trabajo está entre los 100.000 y 400.000 millones de pies cúbicos por encima de esta capacidad. (24)

El año pasado el almacenaje llegó a su cenit en los 3.172.000 millones de pies cúbicos, el 10 de octubre. El 11 de abril, cayó a un mínimo de 623.000 millones. El almacenamiento actual es de 1.199.000 millones, menos del 38% del cenit del año pasado (26). Alcanzar simplemente el nivel mínimo de los 3.450.000 millones, exigiría inyectar semanalmente unos 130.000 millones de pies cúbicos en las próximas diez semanas.(27) El 30 de mayo se alcanzó el record de tasa de inyección de 114.000 millones, todavía lejos de los 130.000.(28)

El año 2001 tuvo un record en la temporada de inyección, con tasas superiores a los 100.000 millones de pies cúbicos, en 8 de las 10 semanas entre el 2 de mayo y mediados de julio. Comenzando por el mínimo de 623.000 millones, si lo comparamos con la temporada de inyección, nos enfrentamos a un invierno con un almacenaje total de 2.919.000 millones, unos 250.000 millones por debajo del fin de temporada de almacenaje del año pasado. Los analistas dicen que es imposible alcanzar un nivel de almacenamiento seguro a estas alturas de la temporada. (29)

La crisis del Gas Natural

Casi existe la certidumbre de que este año habrá una crisis de gas natural y no tendremos que esperar a la temporada de invierno para verla. Los precios ya se están moviendo al alza. Para finales de agosto, los precios del GN volverán a colocarse en el nivel de los 8-10 US$/ millón de BTU’s y posiblemente más altos. Estos precios son inauditos en verano y no hay quien prediga cómo afectarán al mercado o a nuestras facturas eléctricas.

Este será el comienzo de la crisis. Pero irá a peor a medida que se acerque el invierno. Cuanto peor depende de cuanto GN se haya inyectado en (los sistemas de) almacenamiento al comienzo del invierno. Si las inyecciones de almacenamiento continúan las siguientes semanas al mismo ritmo que el de la semana pasada (114.000 millones) y permanecen de 15 a 20.000 millones por debajo de los 130.000 millones semanales que se necesitan para llegar a los niveles mínimos de almacenamiento, veremos probablemente una repetición de (lo que pasó) el pasado invierno, con los precios del GN aumentando n la segunda mitad de la temporada.

Si las inyecciones para el almacenamiento de las próximas semanas caen por debajo de los 102.100 millones que hubo en el 2001, el próximo invierno será entonces peor incluso que el del año pasado. A este ritmo entraremos en la temporada de calefacción en invierno con unos niveles peligrosamente bajos. La seguridad pública podría estar en peligro.

Si las inyecciones para el almacenamiento de las próximas semanas caen por debajo de los 77.700 millones por semana que se alcanzaron el año pasado, veremos una crisis de una magnitud abrumadora. En este caso, sería sensato que la Administración Bush desarrollase un programa de emergencia para crear almacenamientos durante lo que quede de la estación de inyección y racionar el GN a escala nacional, tanto para uso eléctrico, como para calefacción doméstica. (30)

Y ahora, hablemos del tiempo. Un verano y un invierno templados, serían una bendición. Un clima templado durante todo el año no evitaría necesariamente, las carreras de precios o el agotamiento de los depósitos, pero suavizaría la situación de emergencia. De cualquier otra forma, un verano caluroso y/o un invierno frío, empeorarían la crisis. Un verano calurosos aumentaría la demanda de electricidad para refrigeración, lo que haría más difícil alcanzar los objetivos de almacenamiento. Un invierno duro, crearía una emergencia energética nacional como nunca hemos visto antes. Con el almacenamiento bajo mínimos y un invierno severo, no es imposible que agotásemos completamente los depósitos.

En el peor caso, habría muchas historias de personas congeladas en sus casas. Los precios se dispararían. La industria química y de fertilizantes se tambalearían. En general, la industria se frenaría drásticamente y la economía sufriría. Con la llegada del verano del 2004, los agricultores quebrarían y el precio de los alimentos comenzaría a subir. Y la tarea de rellenar los depósitos en 2004 sería aún más desalentadora que ya lo es este año.

De momento, podemos esperar un clima suave, vigilar las TASS de inyección semanales y considerar el añadir un suministro adicional de leña para la chimenea o doble aislamiento para las viviendas. Puede haber llegado la hora de ver de invertir en sistemas de calentamiento solar pasivo para el hogar.

Referencias

1 Natural Gas Weekly Update. EIA, 6/5/2003.

2 Days of Shock and Awe About to Hit the Natural Gas and Power Markets Part 1, Andrew Weissman. Energy Pulse, 5/9/2003.

3 Bayer Calls For Reliable Supply Of Natural Gas In North America. CNN Matthews, 5/1/2003.

4 Op. Cit. Ver nota 2.

5 Ibid.

6 Op. Cit. Ver nota 3.

7 U.S. Ambassador pushes for easier access to Canadian energy reserves. CP, 5/9/2003.

8 Canada Natural Gas Production Deteriorating, Dina O'Meara. Dow Jones Wire.

9 Higher natural gas price increases cost of nitrogen fertilizers, Repps Hudson. 4/28/2003.

10 Natural Gas Supply In Alaska Could Be Reduced. Stockhouse, 6/2/2003.

11 Fertilizer plant closes, high gas prices blamed, Richard Thompson. 6/7/2003.

12 Petro-Canada Reviewing Oilsands Strategy. Rigzone, 5/2/2003.

13 H2 Tanker Ignites in California. EVWorld, 5/21/2003.

14 Abraham calls summer natural gas summit. UPI National Desk, 5/16/2003.

15 Natural Gas Debate: Is It Chicken Little or Alfred E Neuman, Richard Mason. Rigzone, 6/4/2003.

16 Days of Shock and Awe About to Hit the Natural Gas and Power Markets Part 2, Andrew Weissman. Energy Pulse, 5/9/2003.

17 Ibid.

18 Northern Greed, Andrew Nikiforuk. Canadian Business.

19 Ibid.

20 Op. Cit. Ver nota 2.

21 US nuclear power snags may drain oil/natgas supply. Planet Ark, 5/7/2003.

22 Op. Cit. Ver nota 2.

23 Ibid.

24 Ibid.

25 Ibid.

26 Op. Cit. Ver nota 1.

27 Op. Cit. Ver nota 16.

28 Op. Cit. Ver nota 1.

29 Op. Cit. Ver nota 16.

30 Ibid.