Entregamos este artículo cuando en el Senado se ha detenido la votación sobre la legislación secundaria, pero es indudable que será aprobada casi como un trámite. Al gobierno le urge pasar a la “ronda uno”, en la que espera otorgar los primeros contratos a empresas privadas para que puedan iniciar “rápidamente” la exploración y explotación de hidrocarburos. Ku Maloob Zaap ha iniciado manifestaciones del inicio de su declive.
El objetivo de la reforma es que empresas privadas amplíen la exploración y ayuden a elevar la extracción. Si en el futuro se eleva la producción aceitera a 3 millones de barriles diarios, la reforma habría sido exitosa. La petrocracia internacional y el gobierno mexicano habrían logrado revertir la caída que Petróleos Mexicanos (Pemex) sufre desde hace 1 década. Ese éxito les permitiría mantener el nivel actual del ingreso fiscal.
No es cierto que hasta dentro de varios años se sabrán los resultados de la reforma. A partir de la definición de la reforma que hemos propuesto podemos formular indicadores que nos permitirán empezar a medir de inmediato su éxito o fracaso.
Los indicadores serían, entre otros:
1. Cuántas empresas presentaron ofertas y fueron aceptadas como nuevas operadoras. Hoy la única es Pemex.
2. Cuántos nuevos equipos de perforación se instalan en territorio nacional. Por ejemplo, Pemex ha tenido en áreas de lutitas, en promedio, dos equipos en el sexenio de Felipe Calderón y cuatro en lo que va de Enrique Peña Nieto. Si logra duplicar el número de torres de perforación (rigs), puede decirse que la licitación fue exitosa.
El arribo de las nuevas torres de perforación no puede ocurrir al día siguiente de la licitación, pero tampoco las empresas ganadoras de concesiones podrán mantener sus bloques ociosos por años.
3. Otro indicador es la duración de la perforación. Pemex ha tardado en promedio 7 meses y 10 días en la perforación de cada pozo en lutitas. Si los extranjeros disminuyen ese récord, podrá comprobarse si son más eficientes. Este aspecto tiene relación con los costos.
4. A mediados de 2015 se conocerán, en el caso de que se realizaran, los primeros resultados de los nuevos pozos. Entonces podremos saber si las empresas privadas pudieron descubrir aceite en volúmenes comerciales, si es cierto que sus herramientas sísmicas y su método para establecer las localizaciones de sus pozos son más atinados. Desde luego vamos a seguir estrechamente dónde perforaron ellos y dónde falló Pemex.
En esta área las condiciones son totalmente diferentes a las de esquistos. Aquí, ni en el supuesto de que en este mismo año (2014) iniciaran actividades las empresas privadas más experimentadas se podrá obtener producción (o como prefieren decirlo los economistas de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público: “flujo de efectivo”, ingreso de dólares) en un plazo tan breve como lo que queda del sexenio.
Hace 10 años, discutíamos con Maclovio Yáñez, entonces director de la Región Norte, quien aseguraba que desde 2008 el gobierno disfrutaría de los primeros barriles de la extracción en aguas profundas. Por eso, hoy después de que se han recorrido el 90 por ciento de las mejores áreas prospectivas, podemos decir a los actuales funcionarios de Hacienda y de Energía que, en aguas profundas, no obtendrán ni un sólo dólar; quizá, condicionado a que se resuelvan problemas geológicos, podrá haber extracción hasta la década 2020-2030. A quienes los han ilusionado con dinero rápido del Golfo profundo, los han engañado.
Es oportuno repetir que la reforma energética no se realizó para abaratar gasolinas, la energía eléctrica o el gas licuado de petróleo (LP). Para ello no era necesario modificar la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Bastaba un poquito de inversión para no quemar tanto gas de los pozos, entre otras medidas.
En corto, dado el apresuramiento del gobierno, la primera licitación podría efectuarse a finales de 2014, y sin duda no más allá de los primeros meses de 2015.
¿Los escenarios posibles? La elite que toma las decisiones, podría, desde la primera ronda, poner toda la carne en el asador, esto es, licitar todas las áreas prospectivas. Las nombramos en orden de importancia según la rapidez con que puedan ofrecer flujo de efectivo:
a) Áreas de lutitas. Bloques en Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas y Norte de Veracruz, incluso Chihuahua. La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) espera tener los primeros dólares en este mismo sexenio y estiman un potencial tres veces mayor a la reserva probada de hidrocarburos en este país.
b) En este escenario de toda la carne en el asador, sin esperar los resultados de Maximino 1DL (pozo iniciado en estos días a cargo de la West Pegasus, que de resultar productor abriría posibilidades de asociación aprovechando el acuerdo de yacimientos trasfronterizos) y de una vez licitar bloques adyacentes a la línea fronteriza y poner a disposición bloques frente a las costas de Tamaulipas, las que, presumen, es un área de crudos ligeros.
c) En el gobierno consideran a México un país definitivamente postrado por el miedo. Creen que la actual correlación de fuerzas sociales es definitiva, que los sectores mayoritarios, campesinos, obreros, indígenas jamás recuperarán su capacidad de defenderse. Esa caracterización puede llevarlos a licitar también los bloques de crudo difícil, que hemos englobado como “geología compleja”.
Es un conjunto de proyectos como el de los crudos ultrapesados frente a la costa de Campeche, el área presal al Sur de Veracruz, Tabasco y Chiapas, que requiere equipos especiales para la perforación de una docena (más o menos de los pozos perforados por Pemex). En algunos casos se ha esperado casi 1 año sólo la llegada de una torre de perforación.
En este sector de geología difícil, incluimos los bloques en Chicontepec, especialmente aquellos donde la aplicación de fracking masivo ha logrado tasas de retorno de unos meses, como en el campo Escobal, en Puebla (véase Contralínea, 10 de junio de 2013, página 18).
Nuestro pronóstico: un fracaso en lutitas y un poco de más interés de las empresas privadas en algunos bloques de Chicontepec, donde pozos con fracking ya mostraron un buen potencial. Repetimos, por cuarta o quinta vez: las licitaciones en lutitas serán pobres, se interesarán unas pocas empresas, y, a lo mejor, ninguna. Desde luego es una hipótesis, pero formulada con base en un diagnóstico que se actualiza permanentemente, no sólo por quien suscribe esta nota, sino por un equipo que ha trabajado varios años.
Las grandes empresas rehusarán exponer sus capitales porque la geología hasta la fecha no garantiza la recuperación de las inversiones.
En 2015 veremos cuántos nuevos equipos de perforación iniciarán operaciones en México (algunos funcionarios del gobierno de Coahuila han dicho que esperan que sean miles). Nuestro pronóstico es que, si acaso, una decena.
Pudiera ser que entren a este incierto negocio el grupo Alfa de Monterrey, que ya tiene inversiones en lutitas del otro lado del Río Bravo en los esquistos de Texas y de Kansas; los chinos de Sinopec; los españoles de Repsol; quizá el mexicano don Luis Vázquez, de Grupo Diavaz, y algunos otros aficionados a las apuestas.
¿Cuántos nuevos pozos? En Texas cada equipo perfora entre ocho y 10 pozos cada año, y el costo promedio es de 7.5 millones de dólares. Suponiendo sin conceder que los privados abatan tiempos y costos y logren disminuirlos a 10 millones por pozo, en 1 año habrán perforado unos 100 pozos y, si no descubren un área óptima (sweet spot), habrán perdido, en conjunto, 1 mil millones de dólares.
¿Por qué ese panorama? Porque van a encontrar lo mismo que Pemex: sólo gas y en cantidades muy pequeñas.
Nuestro pronóstico empieza a generalizarse
Cuando empezamos a exponer este pronóstico estábamos aislados, hoy muchos analistas empiezan a coincidir con nosotros. Veamos algunos ejemplos.
Wood Mackenzie, una consultoría cuyo metodología es la encuesta a expertos, acaba de informar, el pasado 13 de junio, según nota de Reuters, que “la mayoría de los analistas del sector son pesimistas sobre las perspectivas del esquisto a corto plazo en México, desde luego con excepciones como las de investigadores de Citigroup.
Mackenzie, cuyas oficinas centrales se ubican en Londres, Inglaterra, considera que los proyectos en lutitas de México no son suficientemente atractivos y, acaso, los inversionistas se interesarán por unos 100 campos viejos antes que los pozos en lutitas más costosos (“Energy consultancy Wood Mackenzie estimates 109 mature oil fields, accounting for less than 2 percent of current output of about 2.5 million bpd, are likely to lure investment before costlier shale fields”).
No es la primera vez que Mackenzie advierte a sus clientes sobre la necesidad de prudencia ante las exageradas expectativas. Desde febrero, el analista latinoamericano de la firma, el doctor Pablo Medina, había señalado: “antes de hablar de inversiones se tiene que tomar en cuenta que la inseguridad en el Norte de México está latente, y también la escasez de agua. Son temas que se tendrán que ir resolviendo antes de la logística…”
Medina reconoció el potencial mexicano como “interesante”, pero precisó que México está “en una etapa muy temprana de exploración como para crear un escenario o un momento”. Ofreció cifras del escaso número de pozos perforados por Pemex, de nuestros costos más elevados. Y concluyó: “así que, en este rubro, va a llevar más tiempo poder hablar de un desarrollo real”.
Otro ejemplo es el Chicago Tribune que, en un amplio reportaje publicado el pasado junio dedicado a reseñar la violencia desatada por los narcotraficantes en la frontera Norte, hace notar que ni siquiera Alfa de Monterrey se ha anotado explícitamente para explorar las lutitas de México, aunque, como ya adelantamos, tiene inversiones en lutitas en Estados Unidos.
También otros medios extranjeros publicaron artículos dudando sobre las perspectivas de la reforma energética, señalando como el factor principal la inseguridad que reina en las entidades prospectivas. La revista World Oil dijo que la frontera Norte es “zona de guerra”; Global Post entrevistó a un security manager de una empresa extranjera operando en nuestro país, quien refiriéndose a las relaciones cotidianas con los campesinos afectados, los calificó como “una verdadera pesadilla”.
Sin desconocer la importancia de los factores señalados por esos medios, nosotros insistimos que el problema fundamental es la geología y, desde luego, el mercado.
Por esos mismos criterios geológicos podemos agregar que la reforma de Peña no será totalmente infructuosa. Hay muchas posibilidades de que varias empresas inviertan en bloques en Chicontepec. Desde 1993 los primeros pozos horizontales en esa área permitieron constatar que esa tecnología logró elevar el rendimiento hasta 800 barriles diarios, pero no se desarrolló porque los precios, de ese entonces, no permitían cubrir los elevados costos.
Si se llegara a encontrar en México una zona productora importante de aceite, no habrá obstáculo que los detenga. En Estados Unidos no lo ha sido ni la escasez de agua ni los daños a la salud.
¿Podrá encontrarse en México un área importante de lutitas? ¿Un prospecto que ofrezca altas producciones iniciales y bajas tasas de declinación? La verdad es que nadie tiene una respuesta. La experiencia en Estados Unidos muestra que, a pesar de los grandes avances de los métodos sísmicos y otros en la exploración, parámetros fundamentales en la evaluación, como la tasa de declinación, sólo se conocen cuando el pozo revela su comportamiento. El riesgo en lutitas se ha trasladado a la etapa de desarrollo.
En conclusión: ¿tendrá éxito la reforma? El secreto está en las rocas. La reforma es una apuesta donde los perdedores pueden ser no sólo inversionistas privados, sino miles de agricultores y ganaderos, miles de nuevos enfermos por los cancerígenos en sus aguas, miles de indígenas despojados de sus terrenos. ¿Tiene el actual gobierno derecho a jugar este albur?
Fabio Barbosa*
*Investigador en el Instituto de Investigaciones Económicas de la Universidad Nacional Autónoma de México
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