Dilema energético: gas o salir al Golfo

Petróleos Mexicanos, en su área de Exploración y Producción, tiene varios dilemas que enfrentar como compañía petrolera. Voltear hacia el shale gas, con o sin cambios en el marco legal, reencontrar el valor del yacimiento de Cantarell y de las aguas someras del Golfo de México; o la aventura que implica ir a las aguas profundas de ese mismo litoral.

Pero también está el polémico yacimiento que está en la sierra de Puebla y Veracruz, el Paleocanal de Chicontepec o Aceite Terciario del Golfo (ATG), que enfrenta lo mismo críticas de ingenieros petroleros independientes que de la Comisión Nacional de Hidrocarburos o de la Auditoría Superior de la Federación.

A favor está la Pemex Exploración y Producción y la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, en medio del debate están los diversos centros de estudios independientes que tienen sus propias ideas al respecto.

Así, en principio, la idea de desarrollar el shale gas, que podría haber en el norte del país, es parte incluso de la Estrategia Nacional de Energía (ENE) donde se prevé que a partir de 2016 se iniciaría la producción y en 2026 se tendrán unos 3 mil millones de pies cúbicos diarios del energético.

La incorporación del shale gas en la ENE es, de hecho, uno de los principales cambios que se plantearon en la estrategia de energía de este año, pese a que no fue aprobada, dentro del gobierno hay al menos dos corrientes que pugnan por liberar a este producto del marco legal actual y en gran medida lo hacen porque se le considera un "Recurso no Convencional", al no provenir de los pozos de hidrocarburos.

En contra de este tipo de producción esta la poca agua que hay en la zona y el debate ecológico y de daño al medio ambiente que puede causar la combinación de agua con químicos y su posterior filtración a lo mantos freáticos, de nueva cuenta, esta discusión se lleva a cabo en Estados Unidos y de su resultado mucho dependerá la evolución del sector en México.

En aguas profundas las ideas ya no están en el papel, ya ahora se empezaron los primeros pozos para ello y aunque la suerte aún no está del lado de Pemex es evidente que no será este recurso el que servirá para apoyar el futuro petrolero del país.

Nuevamente, de acuerdo con la ENE, los pozos podrán producir cuando mucho entre 150 y 200 mil barriles diarios en 2026, tomando en cuenta que son aún más incipientes, para entonces ni Cantarell, ni el sistema de campos de Ku Maloob Zaap serán una gran referencia como fuente de petróleo.

Al respecto, la Comisión Nacional del Hidrocarburos (CNH) prevé que en los próximos cinco años, Petróleos Mexicanos incrementará sustancialmente el tirante de agua de los pozos exploratorios a perforar en el Golfo de México y pasará de mil 67 a mil 721 metros, en promedio. Los cálculos que ha hecho Pemex es que en las Aguas Profundas y Ultra Profundas hay cerca de 56 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente y se necesita desarrollar el conocimiento y experiencia para explotarlo.

Ahora, dentro de los planes inmediatos que se tienen en Pemex está la contratación de equipos para estas actividades y el apoyo de contratistas privados, sin embargo, en el mediano plazo, muy probablemente en 2014 se harían las licitaciones de contratos de servicios múltiples para este tipo de yacimientos.

A decir de la Comisión Nacional del Hidrocarburos, México cuenta con un enorme potencial en aguas someras ya que de las mil 254 oportunidades exploratorias que están completamente documentadas en el Golfo de México, al menos 78% se localizan en aguas someras y suman 56% de los recursos prospectivos petroleros.

En aguas someras hay 981 oportunidades exploratorias con una probabilidad de éxito del 275 y que implican recursos prospectivos equivalentes a 10 mil 146 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Para aguas profundas los números cambian radicalmente porque sólo se tienen 273 oportunidades exploratorias con una probabilidad de éxito de 19% y recursos prospectivos del orden de 7 mil 919 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

El dilema, para la Comisión Nacional de Hidrocarburos, estaría resuelto si es que la paraestatal petrolera decidiera enfocarse más a las aguas someras que a las profundas.

Los temas relacionados con Chicontepec siempre causan un fuerte debate. De acuerdo con Pemex Exploración y Producción, en su reunión con la Academia de Ingeniería, la meta es llegar a 100 mil barriles diarios de producción en este año, 200 mil en el 2015-2016 y a 480 mil en el 2036.

Sin embargo, estas previsiones fueron modificadas en la última reunión que tuvo en la Cámara de Diputados la semana pasada cuando informó que se alcanzarán 90 mil barriles en el 2012, 150 mil en el periodo 2015-2016 y a largo plazo, en el 2036, serán 300 mil barriles por día.

Pemex equivoca sus prioridades

Mantener o no el proyecto de Chicontepec como prioritario tendrá un alto costo.

Las recientes declaraciones de Carlos Morales Gil (CMG), director de Pemex Exploración y Producción (PEP), de "Mantener el proyecto del Aceite Terciario del Golfo (PATG) o Chicontepec como prioritario y buscar una mayor participación de los contratistas privados en labores de desarrollo de los campos petroleros", es un error que seguirá costándonos, en forma directa, por su rentabilidad negativa, y en forma indirecta, por su alto costo de oportunidad, cientos de millones de dólares.

Al mencionar Morales Gil que el PATG "tiene un valor presente neto de más de 500 mil millones de pesos, antes del pago de impuestos y derechos, y de hecho, una vez que se pagan queda un resto de 160 mil millones de pesos", da a entender que estas cuentas ya son una realidad; sin embargo, son cifras supuestas.

Por lo tanto, al afirmar Morales que "en el futuro la producción de esta zona podrá representar al menos un 10% del total de la producción nacional", está aseverando que la producción nacional llegará a más de 5 millones de barriles al día, ya que, de acuerdo con la gráfica que se presenta al final, el PATG estará aportando más de 500 mil barriles diarios (mbd), cantidad que sería, al menos, un 10% de la producción total.

Pero, si bien las cifras anteriores son importantes para presentar al PATG como un proyecto muy rentable, antes y después del pago de impuestos, resultan comprometedoras para cumplir la alta producción de petróleo, por lo que olvidándose de ellas, CMG dijo que "la meta real es que en 2021 se puedan alcanzar una producción de al menos 300 mil barriles diarios". O sea: si esta es la meta real, entonces la de 500 MBD es una meta ficticia, presentada ante diputados para convencerlos de la rentabilidad del proyecto.

Parece que los diputados ya olvidaron que la Auditoría Superior de la Federación (ASF) calificó como negativo el dictamen sobre la evaluación de los proyectos de exploración y explotación de petróleo en Chicontepec, esto como parte de la auditoría de desempeño 2010 en la que se plantea un incumplimiento de las metas establecidas del Programa Operativo Anual, al registrar pérdidas de 30.4 centavos por cada peso invertido durante el periodo 2002-2010.

CMG no ha explicado por qué no acata la recomendación, ésta sí bien fundamentada, de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, de reducir a la cuarta parte las inversiones en Chicontepec, para sólo mantener los pozos que tiene operando y para continuar, en sus laboratorios de campo, la prueba de equipos y procedimientos que permitan incrementar la productividad de sus pozos.

Con relación a la puesta en marcha, antes de que termine el año, de "al menos dos nuevas rondas de contratos incentivados en la zona del ATG", cabe aclarar que estas rondas serán adjudicadas al contratista que ofrezca la menor cuota por barril de petróleo producido, pagándoles además el 75% de las inversiones que declare, por lo que, tomando en cuenta que los contratistas le cobran a PEP por servicios de obra pública tres veces más de lo razonable y justo, los contratistas recibirán por este concepto algo más del doble de lo invertido.

Se puede prever que el incentivo será mayor de 9 dólares por barril, cuota establecida para la compañía Schlumberger en su contrato para el campo maduro Carrizo, ya que los bloques o campos del ATG que se licitarán, tienen características de productividad inferiores a las de los campos en producción en la región.