La peor visión catastrofista no podía prever la situación en la que Enrique Peña Nieto deja a la industria petrolera de este país. Desde 2016, somos importadores netos: dependemos de los energéticos que Estados Unidos pueda enviarnos, situación, en algunos renglones, insostenible.
Ejemplo de ello es que el 80 por ciento del gas que se consume en el país, fundamentalmente para generar electricidad y calentar agua, es importado; y que un puñado de refinerías texanas nos abastecen de más del 50 por ciento de las gasolinas y diésel que se usa para el transporte. Y es que cuando inició el sexenio de Peña teníamos seis refinerías y hoy ya sólo están funcionando cuatro.
En este contexto, parece inconcebible que el ahora secretario de Hacienda y Crédito Público, José Antonio González Anaya, fue a decirles a los diputados, durante su comparecencia con motivo del último informe del presidente de la República, que refinar petróleo crudo no es negocio. En otras palabras, justificó la política de ir cerrando el changarro.
Algo similar ocurre con los complejos petroquímicos. Po ejemplo, el desmantelamiento del complejo petroquímico Camargo, en Chihuahua, que fue ordenado en 2016 por el actual secretario de Hacienda, doctor González Anaya, en ese entonces recién llegado a la dirección de Petróleos Mexicanos (Pemex), desde luego con la aprobación del Consejo “profesional” de la empresa “productiva”.
Esa planta presentaba algunas dificultades operativas y la anterior dirección de Pemex había aprobado un proyecto de rehabilitación que estaba en marcha, con una inversión realmente modesta: unos 70 millones de dólares, en ese entonces 500 millones de pesos (como puede verse es una suma menor a la de los aguinaldos que los 500 diputados cobrarán este 2017).
El líder de la Sección 21 del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana, Ricardo Muñoz, explicó que apenas asumió la dorección de la petrolera, González Anaya “tumbó” los proyectos de su antecesor, lo peor, el actual secretario de Hacienda ignoró que ya se habían realizado inversiones por 80 millones.
Como puede verse la élite en el gobierno, decide tirar a la basura millones de pesos porque no hay nadie que les pida cuentas y les imponga sanciones.
México ya no produce los combustibles que consume, ahora es Estados Unidos el que nos abastece. Ése país anuncia que está dando mantenimiento y preparando sus plantas para que los mexicanos tengamos suficiente combustible para la temporada decembrina.
La prensa gringa informa que funcionarios mexicanos fueron a tocar sus puertas para asegurar embarques y prevenir una escasez como la de 2016 y el consecuente gasolinazo que la élite intenta evitar por lo menos en el periodo electoral.
Durante el actual gobierno, la producción ha caído en 100 mil barriles diarios, como promedio anual; para septiembre de 2017 se ubicó en 1 millón 700 mil, algo que “será temporal” mientras los campos de la reforma energética ya entregados empiezan a producir, replica la propaganda oficial.
El cuadro 1 muestra los 10 proyectos de los que depende la producción nacional y ahí puede verse que el más importante, KZM, aporta casi la mitad de ella. Pero, al desagregarlo por campos, se observa que el Ku está en completo descenso, Zaap en meseta y el único en lento crecimiento es Maloob. Sólo este dato muestra que para el siguiente sexenio la producción aceitera puede descender aún más precipitadamente.
Otros renglones sobre los que es importante detenerse son los relativos a la producción de ligeros, hay un descenso leve en Litoral Tabasco, más pronunciado en Abkatún-Pol-Chuc y dramático en el proyecto Crudo Ligero Marino, que sólo en este sexenio se ha desplomado en más del 50 por ciento de su producción. Este tipo de aceites es imprescindible para la carga de las seis refinerías mexicanas, que no están diseñadas para recibir crudos pesados.
En el momento presente, una producción de poco menos de 2 millones de barriles diarios, apenas es suficiente para la carga de las refinerías existentes, ¿cuál es el excedente de exportación?, ¿es sostenible la política de exportaciones, con un excedente cada año más reducido?
Las seis refinerías que aún con grave deterioro, sobreviven, son propiedad de la nación y si se atienden los intereses nacionales deben ser rescatadas, no pueden quedar oxidándose.
Un colega que recientemente recorrió las plantas de la refinería en Ciudad Madero, Tamaulipas, reporta que es tal el grado de abandono que ni siquiera pintura han recibido. Pero me parece que cualquier planteamiento sobre superar la dependencia de las importaciones de combustibles y elevar la capacidad nacional de refinación tiene que partir de las características de nuestra dotación geológica.
Más del 50 por ciento de las reservas de petróleo de México es de aceites pesados, incluso tenemos varios campos vírgenes, empezando por Ayatsil, para el cual, en un caso similar a la petroquímica de Camargo, el actual secretario de Hacienda decidió suspender actividades, a pesar de que ya tenía construidas tres plataformas que hoy están oxidándose en alta mar.
¿No podría iniciarse la construcción de siquiera una planta pequeña de proceso de pesados para aprovechar las inversiones ya adelantadas? Un gobierno preocupado por la gente podría detonar varios proyectos de pesados en diversas entidades para crear empleo regional.
Desde la década de 1990, registros de los pozos demostraron que aún queda un volumen interesante de reservas de pesados y ultrapesados en los yacimientos de Samaria Terciario y Samaria Cretácico y otros como Íride y Platanal.
Sólo el primero, Samaria Terciario, ha sido evaluado con un volumen original de aproximadamente 650 millones de barriles, con la ventaja de que se ubican en profundidades someras de 600 a 900 metros y los ultra pesados de 1 mil a 2 mil metros. La temperatura de la formación es de 45 a 65 grados centígrados, por lo que el aceite se comporta como un fluido al subir a superficie y disminuir su temperatura se convierte en viscoso, pero ello puede atenuarse con calentamiento in situ y mezclas.
Estos campos se han explotado desde la década de 1960 el somero, y desde la de 1970 el Cretácico que es más profundo; en 2009 fueron los primeros campos mexicanos donde se llevaron a cabo pruebas piloto de inyección de vapor para la explotación de crudos pesados y extra pesados en algunos pozos.
Más tarde, en 2011 se extendió la inyección alterna de agua caliente obteniendo la máxima producción en mayo de 2014, con una producción de 21 mil 900 barriles diarios. Sólo con esos volúmenes podría construirse una planta de refinación, recordemos que en Contralínea hemos publicado listas de pequeñas refinerías de menos de 20 mil barriles diarios que funcionan en Estados Unidos (ver las proyecciones del proyecto Samaria).
Suponemos que a la fecha es otro proyecto cancelado porque ahora el gobierno de Peña espera licitarlo en el esquema de asociaciones con el capital extranjero.
Para extraer crudos pesados de campos de este municipio del Norte veracruzano, Pemex diseñó pequeñas plantas de calentamiento in situ para aseguramiento de flujo, que unidos a otros recursos como el empleo de bombeo mecánico, las llamadas bimbas por la población, ha permitido aumentar la longevidad de los pozos que en esas formaciones son de producción intermitente.
Con la combinación de diversas técnicas como las perforaciones direccionales y horizontales, sin realizar fracking, reparaciones, bombeo, mejoradores de flujo, tubería flexible, en el pasado se pudo elevar la producción; no ignoramos que se producen, aún hoy, constantes protestas de la población por frecuentes derrames y contaminación del agua, pero ellos se deben a la falta de mantenimiento y renovación de tuberías cuya causa es el desvío de recursos y escamoteo de inversiones, por lo que, en este como en todos los proyectos se requiere una nueva política de transparencia y verdadero respeto y atención a las demandas de las comunidades.
El objetivo explícito en estos proyectos debería ser no la exportación sino la creación de empleo regional, y la elaboración de diésel para motores pesados, para tractores o diésel marino para apoyar la pesca, se trataría de proyectos que intenten mejorar la relación con las autoridades locales como un recurso para ir disminuyendo el saqueo de los ductos.
Igual que el gobierno de Peña Nieto suspendió los proyectos de crudos pesados, cortó presupuesto del desarrollo ya iniciado del campo de gas Lakach y de varios pozos en el Cinturón Plegado Catemaco, frente a las costas del Sur de Veracruz, en donde se han perforado ocho pozos descubridores de gas húmedo, ordenados por fechas de su descubrimiento: 1) Noxal, 2) Lakach, 3) Lalail, 4) Leek, 5) Labay, 6) Lakach Delimitador, 7) Piklis y 8) Nen. Todos sabemos que los precios están desplomados y que es más barato importar el metano, un componente al que en Estados Unidos se le separan previamente los licuables, los condensados como etano y el propileno arranque de la cadena de fabricación de los plásticos.
Los gobiernos estatales deberían defender los recursos de sus entidades y luchar para que las reservas de gas húmedo de esos campos y otros en Litoral Tabasco no sean usados como combustible para quemar en las plantas de ciclo combinado, sino como materia prima para su transformación en las petroquímicas podrían desarrollarse para detonar las cadenas del etano y del polipropileno del que se obtiene excelente material de construcción que podría apoyar la reconstrucción de miles de casas destruidas por los sismos en el Sureste donde hay millones de gentes desalojadas de sus viviendas.
¿Habrá petroleo nuevo para el sexenio 2018-2024?
Las empresas privadas hoy aportan un porcentaje muy reducido de la producción, como puede verse en el cuadro en estas notas y es muy incierto que sus aportes contribuyan a detener la declinación en los próximos años.
A la fecha, los únicos descubrimientos son Zama-1, y las extensiones de campos que ya habían sido descubiertos por Pemex y que se entregaron a los italianos de ENI.
Parecería que, en la visión del gobierno, la gran esperanza son las aguas profundas, pero en ese segmento las primeras producciones comenzarán hasta la segunda mitad de la próxima década, es decir, después de 2024.
Todos los proyectos en tirantes de agua más allá de 500 metros son de larga maduración, entre 8 y 10 años, según lo muestra la experiencia internacional. Los primeros pozos cerca de la frontera, los del proyecto Great White en Estado Unidos, empezaron a descubrirse a fines de la década de 1990, pero sólo arrancaron hasta abril de 2010, más tarde, en 2005 se descubrió Jack, que inició operaciones hasta 2015.
En las aguas territoriales de México el campo más cerca del desarrollo podría ser Trion, que será explotado en asociación con una petrolera australiana, desde sus pruebas algunos pozos presentaron problemas de “arenamiento”, similares a los que tuvo su análogo, el Jack en las aguas de Estados Unidos, por lo que, inferimos que podría arrancar operaciones hasta la segunda mitad de la década 2020-2030. En el caso de Supremus-Maximino, Nobilis y Chachiquín todavía es muy temprano para adelantar proyecciones de producción.
Hoy, hasta los altos funcionarios advierten que tendremos producción mexicana en aguas profundas “lo más rápido”, hasta después de 2024, citamos las declaraciones del comisionado Héctor Moreira, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos:
“Es muy importante para México desarrollar los proyectos en aguas profundas [textualmente dijo “incredibly important”] pero el desarrollo del área no comenzará hasta 2024 en el caso más rápido” [at the earliest] (Tomado de una entrevista de Bruce Beaubouef, “Industry revs up interest in offshore Mexico”, Offshore, volumen 77, número 7, julio de 2017).
¿El fracking elevará la produccion petrolera?
Pretender elevar la extracción petrolera con el fracking es un desafío a un sector hoy ampliamente movilizado contra el extrativismo minero y petrolero, no sólo en Veracruz y Puebla sino en varios municipios de distintas entidades.
Algunos creen que sólo la población campesina sería afectada, pero hay que recordarles que Pemex perforó varios pozos con fracking en un municipio cercano a Monterrey, entre ellos el pozo llamado Tangram, e inmediatamente surgieron reclamos de que este pozo, y otros de Burgos, estaban provocando sismos que amenazaban con agrietar la cortina de la presa “El Cuchillo”, cercana a Monterrey.
Es importante que un funcionario de la Comisión Nacional del Agua, el ingeniero Ernesto Romero, director de Infraestructura Hidroagrícola de la cuenca del Río Bravo fue quien relacionó –en declaraciones públicas hechas en marzo de 2014– los movimientos telúricos con las perforaciones y los frackings.
Unas semanas más tarde en La Jornada se publicó el reportaje de Sanjuana Martínez documentando con fotografías los daños en las viviendas en varios municipios cercanos al pozo Tangram.
Hemos seguido la experiencia del fracking en Estados Unidos, y en esta revista hemos intentado explicar que su desarrollo exige 1) perforación incesante, 2) ingentes volúmenes de inversión y 3) altos precios, lo que obligó a la “banda de los frackers” (en un alto porcentaje, rancheros y nuevas empresas pequeñas) a endeudarse. Al caer los precios del crudo, éstos se vieron atrapados en una tenaza: por un lado, la caída del ingreso; y, por otro, los pagos de los intereses de la deuda, devorando un porcentaje cada vez mayor del flujo de efectivo.
Tengo que confesar que muchos analistas cada día así como buscamos indicadores de la caída de KZM buscábamos indicadores del desplome de la producción shale y de quiebras de la banda.
En 2017, al fin la reguladora de Texas, equivalente a la CNH, hizo públicas las cifras de la caída de Eagle Ford Shale, el área estelar: “el Cantarell del shale gringo”. En el pico de producción, en 2015, alcanzó 1 millón 195 mil 585 barriles; y su producción en el periodo enero-mayo de 2017 fue de 870 mil 352 como promedio diario, es decir ha perdido 324 mil 233 barriles.
Pero eso significa que han agotado sus llamadas sweets spots, sus áreas dulces en EFS: no es el fin de la producción de aquel país, ahora han regresado a la cuenca Haynesville en la frontera con Luisiana y la actividad se ha concentrado en el Pérmico al Oeste de Texas y porciones de Nuevo México.
La lección a aprender es que el shale no sólo depende de la geología, es también una criatura de los altos precios.
Las consecuencias para México son que anula la hipótesis, ampliamente compartida, de que bastaría que los precios internacionales alcanzaran los 50-60 dólares para que la producción en las formaciones shale de México arranque la producción.
En la prolífica Eagle Ford sólo sobrevivieron las empresas más fuertes, las que disfrutan de finanzas sanas, las que disponen de liquidez, las endeudadas ya fueron expulsadas por la crueldad del mercado.
¿Los contratistas van a correr hacía México después de esa experiencia? Aquí tendrán costos más altos porque no existe la infraestructura construida en Texas, en ciertos bloques de la Sierra Madre ni caminos y puentes se han construido.
Los miembros de la banda del fracking en México van a tener que esperar que los precios se eleven todavía un poco más, lo que puede demorarse bastante más de lo que ellos quisieran.
Un nuevo gobierno en 2018 quizá podría impulsar el desarrollo de las escasas y difíciles reservas petroleras que aún nos quedan, pero su tarea principal debe ser disminuir la demanda de hidrocarburos que parecería fue inflada en función de los intereses de los fraqueadores texanos y las refinadoras yanquis, restaurar el ferrocarril que privatizó Ernesto Zedillo y, si no quiere terminar como Peña Nieto, no permitir el fracking en México.
Fabio Barbosa*
[PORTADA]
[ANÁLISIS PETROLERO]
Contralínea 569 / del 10 al 16 de Diciembre 2017
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