E3: Energía, Ecología, Economía

Fotografía: Jorge Alcántara

La realidad de los nuevos descubrimientos de petróleo en el Golfo de México  

Dr. Luca Ferrari

 

En los últimos meses se han dado a conocer dos nuevos hallazgos de petróleo en el Golfo de México, ocurridos en bloques licitados en la Ronda 1 en el marco de la Reforma Energética. Tanto las compañías petroleras como la Secretaría de Energía tienden a magnificar estos descubrimientos. Las primeras, porque impulsan el alza sus acciones en la bolsa y la segunda, porque quiere demostrar que la Reforma Energética está empezando a dar frutos. En esta contribución revisaremos cuál es la importancia real de estos descubrimientos que, en un análisis superficial, parecerían revertir la tendencia multianual a la baja de las reservas petroleras nacionales.

 

Por definición, las reservas son cantidades recuperables en condiciones técnicas y económicas actuales y se dividen en probadas, probables y posibles, según la probabilidad de poderse extraer (90 %, 50 % y 10 %, respectivamente). En este sentido, hay que empezar con aclarar que en ninguno de los casos reportados se cuenta todavía con la información necesaria para estimar reservas, ya que se necesita perforar más pozos para delimitar el yacimiento y conocer con más precisión el reservorio y el tipo de petróleo contenido.

 

El primer hallazgo lo reportó, el 23 de marzo, la compañía italiana ENI, que encontró crudo en el pozo Amoca 2 (Bloque 1 de la Ronda 1.1), perforado en aguas someras (25 m de tirante de agua) a unos 5 km afuera de la costa de Tabasco. El pozo encontró crudo de buena calidad en un horizonte de 110 m, a profundidades de más de 3 km. Cabe mencionar que, en este bloque, Pemex ya tenía identificadas reservas probables por 107 millones de barriles de petróleo, porque ya había perforado un pozo; por lo tanto, más que un descubrimiento fue una confirmación. La compañía ENI no se aventuró en calcular posibles cantidades de petróleo extraíbles, pero afirmó que podrían ser superiores a las reservas probables estimadas por Pemex.

 

El segundo hallazgo se dio a conocer el 12 de julio, cuando la compañía mexicana Sierra Oil & Gas, asociada con Talos Energy (EE.UU.) y Premier Oil (Reino Unido), anunció el descubrimiento de un gran yacimiento en el Bloque 7 de la Ronda 1.2. Con el pozo Zama 1, perforado en aguas someras (166 m de tirante de agua) y a 60 km del puerto de Dos Bocas, Tab., se encontró petróleo de buena calidad en un horizonte de 335 m, a poco más de 3 km de profundidad. En este caso, la compañía se atrevió a estimar recursos in situ de entre 1400 y 2000 millones de barriles. También, en este caso, no se trata de un verdadero descubrimiento, ya que Pemex tenía identificados recursos en este bloque, aunque sus estimaciones de reservas probables sólo eran de 53 millones de barriles.

Frente a estos hechos, cabe la pregunta: ¿estamos frente a grandes descubrimientos que van a cambiar la prospectiva petrolera de México?

 

Hay que considerar que en ambos casos no se sabe cuánto petróleo se va a poder extraer y a qué costo. En un yacimiento convencional raramente se puede extraer más de 35% a 40% del petróleo existente. Además, dado que son campos marinos, el costo de extracción es mayor que en los campos terrestres, por lo que puede no ser rentable en las condiciones actuales. El precio de la mezcla mexicana sigue alrededor de los 40 dólares por barril y no se vislumbran incrementos significativos en un futuro cercano. Sin embargo, asumamos optimistamente que se pudieran extraer las reservas probables estimadas por Pemex del yacimiento encontrado por ENI (107 mil barriles) y 1000 millones de barriles del yacimiento encontrado por el consorcio liderado por Sierra Oil & Gas (50% del petróleo estimado in situ). En su conjunto, se trata de una cantidad no despreciables, que sin embargo sólo representa 2.9 % del petróleo original de Cantarell y equivaldría a un año y medio de la producción nacional de 2016. Por otro lado, estos campos empezarán a producir no antes de tres a cuatro años, cuando la producción del complejo gigante de Ku-Maloob-Zaap, que actualmente representa 40% de la producción nacional, ya estará disminuyendo, por lo que sólo podrán mitigar el declive.

 

¿Ha sido buen negocio para el Estado licitar estos bloques? Las empresas ganadoras de las licitaciones de los dos bloques pagarán al Estado una participación de la utilidad operativa (ganancia sobre el petróleo extraído al neto de los costos) de 83.75%, en el caso de ENI, y de 69 %, en el caso del consorcio liderado por Sierra Oil & Gas (la licitación requería un mínimo de 34 % y 40 %, respectivamente, pero las empresas ofertaron más para ganar). Se puede opinar que, si los bloques fueran de Pemex, la utilidad para el Estado sería de 100 %, sin embargo, aunque el porcentaje es menor, en este caso el Estado no gasta nada para extraer el petróleo.

 

En la Ronda 0, se le otorgaron a Pemex la gran mayoría de los bloques con reservas probadas y probables o con el mayor potencial, pero los hallazgos han sido mínimos. El problema que enfrenta Pemex es la baja disponibilidad de recursos para la exploración y producción, dado que a pesar de que se les ha disminuido la carga fiscal, todavía arrastra una situación difícil por las fuertes deudas contraídas en el pasado, menor eficiencia que las compañías privadas, corrupción, y un sindicato voraz y opaco.

 

Finalmente, el descubrimiento de nuevos yacimientos -como los que se han dado recientemente- está dentro de lo previsible tomando en cuenta la cantidad y el tamaño de los campos descubiertos hasta la fecha en México que, como todo en la naturaleza, tiene una distribución fractal. El problema crucial está en la menor tasa de retorno energético de estos nuevos yacimientos costa afuera y, aún más, de los de aguas profundas o no convencionales. Al ser yacimientos más profundos o con mayores dificultades para su extracción (empleo de plataformas flotantes o necesidad de utilizar el fracking), la energía que se emplea para producir el petróleo es mucho mayor que la que se necesitaba en campos terrestres someros. Por lo tanto, a paridad de volúmenes extraídos, la energía neta de estos nuevos yacimientos es menor que la de los campos tradicionales que hicieron la fortuna petrolera de México. Con o sin Reforma se acabó la fiesta. Si bien México tiene todavía petróleo por unas décadas, éste va a ser cada vez más difícil y caro. Hay que invertir sabiamente este último recurso fósil sin pretender que todo sigue igual que antes.

 

¿México listo para el fracking?

Dr. Luca Ferrari

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