Volta Energy Resources, S.L.

VOLTA ENERGY RESOURCES es una compañía creada en 2015 con el objeto de investigar los yacimientos energéticos, tanto convencionales como no convencionales.

Los socios y directivos de VOLTA cuentan con más de cuarenta años de experiencia personal en la investigación, exploración,  explotación y gestión de yacimientos energéticos, tanto de carbón como de hidrocarburos. Han desarrollado su trabajo ligados a empresas prestigiosas del sector, como REPSOL y LA EMPRESA NACIONAL ADARO DE INVESTIGACIONES MINERAS (ENADIMSA) y, posteriormente,  como consultores especializados en investigación minera y de hidrocarburos.

Cada generación tiene sus retos. A la nuestra le ha tocado el continuar suministrando cantidades crecientes de energía a precios competitivos y simultáneamente disminuir su impacto ambiental.

La demanda de energía en el horizonte de 2050 seguirá creciendo, fruto del imparable incremento de la población -se esperan más de 9,000 millones de personas - y de la legitima demanda de una mayor renta y calidad de vida. Cuando la población y la economía se expanden, la necesidad de más energía es obvia.El crecimiento de la energía únicamente se verá frenado por la continua mejora en la eficiencia energética.

El mix de los combustibles utilizados continuará cambiando. No obstante los combustibles fósiles seguirán siendo la principal fuente de energía en la economía mundial, suministrando el 80% dela energía a 2035 y entre el 75% y 65% en 2050. El gas natural  va a convertirse en el combustible fósil de mayor crecimiento, espoleado por su abundancia, su benignidad ambiental y las políticas del entorno. Por el contrario es más que probable que disminuya el consumo mundial de carbón. En las energías renovables se prevé un notable crecimiento, sus costes siguen cayendo y las promesas hechas en París de apoyar su adopción generalizada contribuirá a su crecimiento. Se prevé un  incremento hasta 2035 de un 400%; no obstante su participación en el mix energético mundial no alcanzará el 10%.

Las perspectivas para las emisiones de carbono están cambiando significativamente. Se prevé reducir la tasa de crecimiento de las emisiones de carbono a la mitad en 2035, con relación a la media de los últimos veinte años, reflejando las ganancias en la eficiencia energética, el cambio a combustibles con bajo contenido de carbono, como es el gas, y la creciente participación en el mix energético de las renovables . A pesar todo, las emisiones de carbono es muy probable que continúen aumentando, lo que indica la necesidad de nuevas medidas políticas, o la aparición de nueva tecnologías de emisión baja o nula en carbono.

En este escenario, el papel del gas en capas de carbón o coal bed methane (CBM) en terminología inglesa, es triple, contribuir a:

a)    Paliar el cambio climático mediante generación eléctrica con gas

b)   Mejorar la seguridad en el autoabastecimiento con una energía de origen autóctono

c)    La creación de empleo y riqueza en una zona deprimida como son las cuencas mineras españolas

Y todo ello en un entorno competitivo con el resto de energías, sin subvenciones.

Yacimientos de hidrocarburos. Convencionales y No-convencionales

Hasta hace escasamente un par de décadas, en el mundo de la geología y del petróleo se exploraba, se producía, se divulgaban conocimientos sobre los yacimientos de hidrocarburos, yacimientos sin más apellidos que su propio nombre. Con un cuerpo doctrinal complejo y técnicas muy especializadas, se investigaba y se producía petróleo y gas, en áreas geológicas diversas pero casi siempre asociadas a entornos predeterminados: Golfo Pérsico, Venezuela, Argelia-Libia, Nigeria-Golfo de Guinea y pocos más. De esa concentración geográfica surgió, en los años 60, la OPEP, de ingrato recuerdo monopolista. También la entonces URSS era productora, con enormes criaderos para su autoconsumo y suministro de Europa oriental. En los años 70-80 se incorporaron los descubrimientos del mar del Norte y con posterioridad los offshore noruegos.

Como consecuencia, hasta principios del s. XXI, la percepción mundial era que las reservas de hidrocarburos eran  limitadas al estar asociadas a  estructuras geológicas acotadas espacialmente. Así que con el incesante aumento de población y consumo, y la limitación geológica, se preveía que las reservas se agotarían en un plazo inferior a un siglo o siglo y medio, en las estimaciones más optimistas. 

Eran y siguen siendo los yacimientos de hidrocarburos clásicos, en los que el petróleo y gas  se extraen de rocas porosas y permeables donde se encuentran almacenados. Pero sus orígenes están en las “rocas-madre”, rocas impermeables, con altos contenidos en materia orgánica en su depósito original y que en largos  procesos geológicos, decenas a cientos de millones de años, derivó en hidrocarburos que migraron a las rocas-almacén. Es un proceso complejo en el que deben darse una serie de condiciones: roca-madre, migración, roca-almacén y “trampa-geológica” que haya impedido su salida a superficie. Es un proceso muy limitante y a los criaderos de petróleo y gas así originados se les denomina hidrocarburos convencionales.

Como la mente humana no descansa, no deja de investigar nuevas técnicas y metodologías que permitan ampliar los factores limintantes, en este caso, los de los “condicionantes encadenados”. Y el rotundo éxito de los “petroleros” llega cuando piensan que permeabilizando la misma roca-madre, ésta se convertiría en almacén y aumentarían las reservas de forma exponencial. Pensado y desde hace una década realizado. Y a los nuevos yacimientos surgidos con esta metodología se les denomina  hidrocarburos no convencionales.

En la actualidad, la percepción mundial sobre reservas ha cambiado radicalmente. No existen amenazas de agotamiento y los precios han caído a niveles inimaginables en años previos. En EE UU, Canadá y otros países anglosajones se han descubierto yacimientos muy importantes, México sigue la estela estadounidense y los países más extensos son lógicamente los que albergan mayores reservas.

Por otro lado, conforme va pasando el tiempo, los convencionales y no convencionales tienden a la aproximación. Tanto unos como otros producen petróleo y gas, y las técnicas de exploración y perforación son cada vez más convergentes.

Únicamente para los yacimientos de gas se mantiene, en mayor medida, el término de “no convencionalidad”, quizás por el rápido incremento que en la producción han tenido las nuevas tecnologías de perforación dirigida y de estimulación. Por su especificidad, a continuación se describen brevemente los yacimientos de este tipo: Coal Bed Methane (CBM), Shale gas y Tight gas.

Coal Bed Methane (CBM)

Es el metano existente en las capas de carbón, el denominado por los mineros “gas grisú”, el  que durante toda la historia ha sido venteado a la atmósfera para evitar su acumulación en las minas y la consiguiente peligrosidad.

El CBM se forma en el mismo proceso de carbonización que transforma los restos vegetales de épocas geológicas pretéritas en carbón, encontrándose adsorbido por los "granos" o rellenando fisuras de las capas. Los carbones de rango superior (antracitas) pueden llegar a contener volúmenes importantes de metano, disminuyendo en los de rango medio, como hullas o hullas sub-bituminosas. En cualquier caso, los de rango medio alcanzan hasta 15 e incluso 20 m³/T, dependiendo de su capacidad de adsorción  y de su red de fisuración o de  “cleats” existente.

El otro factor crítico en la viabilidad de proyectos CBM es la permeabilidad. Con valores menores de 0,1 mD (milidarcys), existen pocas expectativas de rentabilidad. Entre 0,1 y 1 mD nos encontraríamos en zonas marginales y  únicamente permeabilidades entre 1 y 10 md pueden dar buenas producciones, mejoradas mediante una estimulación adecuada.

Shale gas

Son los yacimientos de gas metano, ligados a lutitas. Lutitas que son negras por su alto contenido en materia orgánica y que son las rocas-madre del hidrocarburo en ellas contenido.

Hace escasamente unas decenas de años, EE UU se planteó que ante su creciente dependencia  energética, tenía que propiciar nuevas alternativas. Una, podía ser, extraer el gas contenido en pizarras negras con materia orgánica, es decir obtenerlo de la misma “roca madre”. Se realizaron los correspondientes estudios e inversiones y en pocos años se ha convertido en una de las naciones con mayores reservas de gas, teniendo cubiertas sus necesidades. Los logros, como se ha indicado, llegaron por las nuevas tecnologías de perforación dirigida y de permeabilización de la roca-madre.

Tight gas

Desde el punto de vista de la “convencionalidad”, son yacimientos a “medio camino”, ya que se trata de criaderos  de gas asociados a areniscas y en donde el gas procede, en parte, de otras rocas-madre (lutitas y calizas organógenas, inmediatamente supra y/o infrayacentes) y en parte de las mismas areniscas. Los términos “tight” y “tight sands” significan literalmente compacto y areniscas compactas; así que aún predominando éstas, generalmente se trata de yacimientos-multicapa constituidos por areniscas, limolitas, calizas y lutitas, cuya característica o parámetro diferenciador más importante es la baja permeabilidad, consecuencia de la heterogeneidad del yacimiento. 

VOLTA lleva a cabo, con sus propios recursos, la selección y reconocimiento de zonas con potencial para albergar yacimientos energéticos, prestando especial atención a los yacimientos de hidrocarburos no convencionales.

Este proceso investigador, basado en el análisis documental y reconocimiento de zonas en España, ha llevado a la selección de determinadas áreas en las que la investigación ha pasado a un nivel superior; en éstas, VOLTA ha iniciado una investigación geológica de detalle con el objeto de realizar, en cada zona, un estudio de pre-viabilidad que determinará la conveniencia o no de proseguir con la tramitación de permisos administrativos.

Actualmente es el el campo del Coalbed Methane (CBM) donde VOLTA se ha implicado con más recursos. Las cuencas carboníferas españolas están, en su mayor parte,  afrontando el cierre de las explotaciones por falta de viabilidad económica de la explotación del recurso carbón. Pero el carbón alberga una fuente energética que puede ser extraída industrialmente y dar una nueva vída productiva al carbón: el metano.

VOLTA ER asesora a la empresa HULLERAS DEL NORTE SA (HUNOSA) en el análisis de viabilidad de la explotación del CBM en la Cuenca Carbonífera Central Asturiana (CCCA).

VOLTA ER estudia, con sus propios recursos, el potencial de otras cuencas carboníferas en las zonas Cantábrica e Ibérica.

También, a pesar de la controvertida -y un tanto desorientada- "visión social" de la exploración de Shale Gas ( mal llamado "fracking"), y conscientes de la necesidad de, cuando menos, conocer el potencial energético que albergan las formaciones geológicas en nuestro país -con una total dependencia energética del exterior- VOLTA ER lleva a cabo una investigación sistemática de las formaciones geológicas con potencial para constituir yacimientos industriales de Shale Gas u otro tipo de yacimientos energéticos no  convencionales, como el Tight Gas.

En cualquier tipo de investigación que VOLTA ER inicia con sus propios recursos técnicos y económicos, el objetivo es la realización de un ESTUDIO DE PRE-VIABILIDAD (EPV), paso previo a la solicitud de los pertinentes PERMISOS ADMINISTRATIVOS DE INVESTIGACIÓN. En este momento, y dependiendo de cada caso, VOLTA ER podrá presentar el proyecto a pontenciales socios para emprender, en su caso, la investigación del yacimiento delimitado en el EPV.

VOLTA ER también realiza trabajos como empresa consultora en Yacimientos Energéticos y Soluciones Energéticas en general, bajo solicitud de empresas que precisen los servicios de una empresa altamente especializada en este tipo de investigación.

VOLTA ER participa, junto a HULLERAS DEL NORTE SA (HUNOSA) en  el PERMISO DE INVESTIGACIÓN DE HIDROCARBUROS denomiado "LLÁBANA-1", que ha sido otorgado por el Principado de Asturias (Boletín Oficial del Principado de Asturias nº 63 de  17 de marzo de 2017). VOLTA ER participa con un 30% en el PIH y HUNOSA que con un 70%, será el Operador. El Permiso abarca unas 37.314 Ha en la Cuenca Carbonífera Central de Asturias, y tiene como objetivo principal la evaluación del potencial económico del gas metano contenido en las capas de carbón (CBM) de la cuenca asturiana.

ISAAC ÁLVAREZ:

Ingeniero Superior de Minería, especialidad Geología y Geofísica (Oviedo 1975) y MBA en Economía y Administración de Empresas (IESE 1987).

Cuenta con más de 30 años de experiencia en la industira internacional de Exploración y Producción de Hidrocarburos, cubriendo un amplio espectro: económico, técnico, organizativo, contractual y de gestión.

Desde 1974 hasta 2009 trabajó en la empresa REPSOL y REPSOL-YPF, en la que desempeñó desde puestos técnicos como ingeniero de proyecto e ingeniero jefe de Reservorios, hasta importantes puestos en organización y gestión de la compañía, como la Dirección General de Exploración y Producción de REPSOL, la Dirección de Planificación y Control para Exploración y Producción de Gas y Electricidad en la Corporación de REPSOL-YPF, habiendo sido en los últimos años, hasta su salida de la empresa (2009), Adjunto a la Dirección General de Operaciones de REPSOL-YPF (Deputy Chief Operating Officer).

En ejercício de sus responsabilidades ha visitado y dirigido operaciones en más de 30 países en cuatro continentes.

Desde 2010 es Consultor Independiente en el sector de Hidrocarburos y desempeña una importante labor en comunicación y lectiva, dirigiendo los seminarios "Tecnología y Economía de los Hidrocarburos" e "Hidrocarburos No Convencionales" en la Universidad de Oviedo, desde 2001 y 2014 respectivamente.

DAVID NAVARRO:

Geólogo (Universidad de Granada, 1972). Diplomado en Economía Mineral y Minera (ICOG-BBVA). Diplomado en Ordenación Territorial (UPV) y Diplomado en Financiación del Comercio Exterior (ICEX).

Trabajó durante 20 años en la Empresa Nacional Adaro de Investigaciones Mineras (ENADIMSA), en la que participó en numerosos proyectos, entre los que destaca la realización de una veintena de hojas geológicas MAGNA y dirigió proyectos de investigación en distintas cuencas carboníferas en la cordillera Cantábrica, incluyendo las cuencas carboníferas ocultas bajo la cobertera mesozóica asturiana. Además de la investigación de yacimientos energéticos, participó y dirigió proyectos de investigación y exploración de yacimientos metálicos en España.

Durante los últimos años ha desarrollado su  trabajo como Consultor Independiente en Geología y Minería, además de una incesante actividad como empresario del sector minero. Es especialista en investigación de yacimientos de Hidrocarburos No Convencionales, como el CBM y el Shale Gas, temas sobre los que ha publicado numerosos artículos en prensa y revistas profesionales.

FERNANDO M. CIENFUEGOS:

Geólogo (Universidad de Oviedo, 1979). Diplomado en Geoestadística (Universidad Politécnica de Barcelona). Diplomado en Comercio Exterior (ICEX).

Trabajó en la Empresa Nacional Adaro de Investigaciones Mineras (ENADIMSA) especializándose en Yacimientos de Carbón durante los años 80 y 90. Posteriormente participó durante años en la exploración de yacimientos metálicos, especialmente de oro y platínidos. Eventualmente trabajó, en el seno de la misma empresa, en otros tipos de investigación geológico-minera.

Con posterioridad a su salida de ENADIMSA trabajó como Consultor Independiente en Geología y Minería.

Después de un largo período en que desarrolló su actividad como empresario al frente de diversas empresas relacionadas con la consultoría de marketing empresarial, la distribución comercial y la construcción, ha dedicado los últimos años a la exploración de yacimientos metálicos en Galicia y a la investigación sobre el potencial de los yacimientos de Hidrocarburos No Convencionales, especialmente los de Coalbed Methane (CBM).