E3: Energía, Ecología, Economía

¿México listo para el fracking?

Dr. Luca Ferrari

Durante el debate sobre la Reforma Energética de 2013, hubo mucho énfasis acerca del «milagro» de la fracturación hidráulica (fracking) en la explotación del petróleo y gas de lutitas (shale) de EE.UU. y de cómo este nuevo recurso se iba a poder desarrollar también en México gracias a la iniciativa gubernamental.

 

Como lo hemos comentado en otras ocasiones, estos yacimientos no convencionales, conocidos desde hace tiempo, pudieron ser explotados en el país vecino gracias a que el precio del crudo se mantuvo por encima de 90 USD/b entre 2010 y mediados de 2014 y porque un flujo importante de capitales se dirigió a esta industria que pagaba intereses superiores a 6 % cuando la Reserva Federal había bajado sus tasas a casi cero. De hecho, la baja del precio del crudo, que empezó en otoño de 2014, provocó una caída importante de la producción de EE.UU. que, entre abril y septiembre de 2015, perdió casi un millón de barriles diarios y provocó la quiebra de varias empresas del shale que no pudieron pagar las crecientes deudas contraídas en los años anteriores.

 

Hasta el momento, en las Rondas petroleras uno y dos de la Secretaria de Energía no se incluyeron áreas para explotación de petróleo y gas de lutitas, sin embargo, a principio de este mes se anunció que en julio se publicará la convocatoria para la cuarta licitación de la Ronda dos, donde por primera vez se licitarán campos con este tipo de hidrocarburos. De acuerdo con el secretario Coldwell, «la estabilización de los precios internacionales del crudo y el hecho de que ya contamos con una regulación por parte de la Agencia de Seguridad Energética y Ambiental, y de la Comisión Nacional del Agua hacen posible que ahora sí podamos concretar estos yacimientos no convencionales, donde México tiene cuantiosas reservas de aceite y gas no explotadas aún». ¿Será?

 

En efecto, en marzo pasado se publicó nueva reglamentación para el uso del fracking en México. El simple hecho de tener una reglamentación es positivo, ya que por años PEMEX estuvo utilizando el fracking en Veracruz, Tamaulipas, Nuevo León y Coahuila sin que se siguieran normas para la prevención de daños ambientales. La reglamentación recién aprobada es bastante avanzada, ya que atiende las recomendaciones del Centro Mario Molina y toma en cuenta la experiencia de EE.UU. y Canadá durante más de 10 años de operación en campos no convencionales.

 

Entre los aspectos positivos se pueden listar: 1) obliga a hacer público el listado de aditivos tóxicos de los fluidos fracturantes, así como su composición química y proporciones (en EE.UU. es secreto comercial); 2) prohíbe la construcción de presas para fluidos de retorno, que pueden contaminar suelos y aire; 3) exige determinar la composición química de los fluidos de retorno; 4) prohíbe el venteo de gas, principalmente metano, que tiene un efecto invernadero mayor que el CO2; y 5) considera distancias de salvaguarda para poblaciones cercanas a la perforación de pozos con base en el análisis de riesgo.

 

Todo esto se ve bien pero el problema frecuentemente no está en las leyes, sino en su aplicación y desafortunadamente en México no tenemos una buena experiencia en este asunto. Si la recién creada Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos no recibirá un presupuesto suficiente y personal especializado será imposible monitorear los centenares de pozos que se pueden desarrollar anualmente.

 

En cuanto a la rentabilidad del shale mexicano, si bien es cierto que los precios del crudo se han recuperado del mínimo de 28 USD/b de enero de 2016 a ca. 50 USD/b en la actualidad, no se prevé que el precio de venta suba significativamente en tiempos cortos, ya que todavía existen conspicuos inventarios y el crecimiento de la demanda es bajo debido al estancamiento de la economía global. Los analistas más experimentados consideran que, salvo alguna crisis geopolítica, los precios difícilmente superaran los 50 USD/b en los próximos dos años. Por otro lado, si lo que va a ocurrir es una crisis financiera mundial desencadenada por la insostenibilidad de la deuda, los precios irían aún más abajo.

 

Suponiendo que ninguna crisis mayor ocurra, cabe la pregunta ¿es este precio de venta suficiente para que el shale sea rentable en México? Aunque los costos de producción del petróleo de lutitas en EE.UU. han disminuido en el último año, más que a mejoras tecnológicas, esto se debió a que los proveedores de servicios han bajado drásticamente sus márgenes de ganancia para sobrevivir a la crisis. Tomando en cuenta todos los costos (impuestos, financiamiento y pago de deudas, exploración, etc.), el precio mínimo es en promedio de 60 USD/b para los campos de EE.UU.

 

En cuanto al gas, el precio actual en Texas es de 3.1 USD/BTU, cuando el precio de producción mínimo de producción es de 4 USD/BTU para los campos más productivos como Marcellus. De hecho, todos los campos de EE.UU. han empezado a declinar desde mediados del año pasado. En México, los costos de producción del petróleo y gas de lutitas deben ser mayores, ya que no existe la infraestructura para el aprovechamiento que existe en EE.UU. y todos los insumos serían importados. Por lo anterior, creo que las empresas que puedan entrar a la extracción tratarían de evitar los costos que implica la aplicación de la nueva reglamentación ambiental. Irónicamente, la única manera para que el shale mexicano sea marginalmente rentable sería recorrer la frontera con Texas unos 100 km al sur para que las compañías del otro lado del Rio Grande extiendan sus redes de ductos y trabajen con las reglas de EE.UU. Obviamente, espero que esto no ocurra.

 

Finalmente, hay que recordar que la cantidad de gas y petróleo de lutitas que puede ser recuperada es muy incierta e históricamente ha sido sobrestimada. Pero aun cuando las estimaciones fueran confiables, sólo pospondrían el problema del declive de nuestra producción por alrededor de una década, pero con un costo económico equivalente a 1.5 veces el presupuesto de egreso de 2017 para el petróleo y 0.75 veces para el gas natural. Lamentablemente, la decisión tomada desde la década pasada de producir la mayor parte de la electricidad del país con gas natural, que importamos en 35 % - 40 %, representa una fuerte presión a que se desarrolle la producción de gas de lutitas por fracking con los riesgos ambientales que esto conlleva y a cuesta de posponer la urgente inversión para desarrollar las fuentes renovables.

El reto del transporte eléctrico

Dr. Luca Ferrari

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