La dura realidad petrolera, más allá de la Ronda Uno
El sector petrolero de México entra a una nueva fase de mayor dificultad, con una producción que se desploma, reservas que se agotan y un mercado inestable
Para entender el panorama petrolero que enfrentará México en los próximos años, es necesario dejar de lado la polémica y el triunfalismo que genera la apertura del sector energético al capital privado, que de ninguna manera explica los posibles escenarios. Hay que observar de forma objetiva aquellos elementos que sí definen la capacidad futura de producción. En ese sentido, varias tendencias se están presentando, que parecen irreversibles.
Primero, los niveles de extracción nacional se desploman desde hace 10 años. Segundo, la producción actual descansa sobre reservas descubiertas hace más de 30 años. Tercero, los nuevos descubrimientos son cada vez más esporádicos y de menor tamaño. Y cuarto, los yacimientos que quedan por desarrollar son de alta complejidad y baja productividad.
La mayor parte del petróleo que existía en el subsuelo nacional ya fue extraída y lo que queda tiene bajos rendimientos, requiere de enormes montos de inversión para su desarrollo y presenta altos riesgos geológicos y comerciales. La época del petróleo barato caducó en la década pasada, debido a que los yacimientos súpergigantes se agotaron. En poco más de 100 años de exploración del territorio nacional, se han identificado reservas por alrededor de 93 mil millones de barriles de petróleo, de los cuales 57 mil millones ya fueron extraídos. México ya produjo lo mejor de sus reservas; ya pasamos el pico de producción en 2005. La producción actual descansa sobre yacimientos maduros que se están agotando rápidamente.
Podemos suponer que aún quedan por extraer unos 37 mil millones de barriles. Sin embargo, no todo podrá ser extraído. La mayor parte de esos recursos están clasificados como reservas probables y posibles con un grado alto de incertidumbre. Únicamente 9.6 mil millones son reservas probadas 1P y –lo grave– más de la mitad están alojados en tan sólo dos yacimientos, Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.
Las áreas de oportunidad para la producción de hidrocarburos en México son básicamente cuatro. La primera la constituyen las llamadas Cuencas del Sureste en los estados de Campeche y Tabasco y sus respectivos litorales en aguas someras, donde aún quedan algunas reservas remanentes después de 40 años de explotación. La segunda es el yacimiento Chicontepec en el norte de Veracruz, que fue descubierto en 1926, pero que debido a su complejidad nunca fue desarrollado de forma adecuada sino hasta el 2006. Sin embargo, hoy los trabajos están detenidos y su producción está en declive. La tercera área de oportunidad son los yacimientos de petróleo de lutitas o shale oil, que aún están por desarrollarse y que se ubican dispersos en el norte, este y sur del país. Y la cuarta, los recursos prospectivos en aguas profundas del Golfo de México.
Las Cuencas del Sureste son el soporte actual de la extracción nacional. Están en explotación desde hace más de 40 años en su zona terrestre y desde hace más de 30 en su zona marina. Aportan el 95% del petróleo mexicano y todos sus campos importantes están en declinación. Esta zona aloja el 90% de las reservas probadas 1P y el 50% de las reservas 2P y 3P. Casi todo se juega ahí para la producción de México. Dentro de un par de años, es previsible que las Cuencas del Sureste perderán de forma abrupta una capacidad de producción equivalente a 800,000 barriles diarios provenientes de Ku-Maloob-Zaap, y que ningún otro yacimiento podrá compensar. Es así que, sin importar el grado de éxito de la Reforma Energética, la extracción global de la región va a seguir declinando, a un ritmo de al menos 3% anualmente.
El desarrollo de las otras tres áreas de oportunidad está por iniciar. Sin embargo, su arranque no depende de la voluntad de la Secretaría de Energía, sino del ánimo de las empresas interesadas en invertir y sobre todo, de la estabilidad del mercado internacional. Es evidente que con el precio del barril por debajo de los 60 dólares por barril –y sobre todo, cercano a 45 dólares–, no habrá una respuesta amplia e inmediata a la apertura del petróleo de México en esas tres oportunidades. Esto se debe a que tienen una mayor incertidumbre de éxito y requieren montos de inversión importantes, ya que las petroleras internacionales se encuentran presionadas por obtener balances positivos. Esta situación las ha llevado a limitar, desde hace unos años, las inversiones en exploración y producción. Este hecho quedó constatado en la primera ronda de licitaciones de los 14 bloques de las Cuencas del Sureste, en donde quedaron desiertas 12 de ellos.
Un breve análisis de cada una de las tres áreas de oportunidad permite un acercamiento al problema. Chicontepec es un viejo conocido, con una complejidad geológica muy alta, al cual se le ha invertido mucho, obteniendo resultados poco satisfactorios. El petróleo de lutitas presenta retos mucho mayores que Chicontepec, y las condiciones en México no están aún preparadas para resolverlas. En Estados Unidos, la explotación de yacimientos de lutitas o shale oil ha sido posible gracias a un fuerte impulso financiero apalancado en fondos especulativos, a la existencia de una gran industria petrolera bien diversificada, a una férrea política energética guiada por los ejecutivos petroleros incrustados en el gobierno de los Estados Unidos, a la existencia de infraestructura en las zonas donde se encuentran los yacimientos de shale y a la urgencia de generar trabajo para mitigar el aumento del desempleo que ocasionó el estallido de la burbuja inmobiliaria en 2008. A su vez, las aguas profundas implican proyectos de muy largo plazo en los que los montos de inversión sólo se pueden realizar por medio de joint ventures entre grandes corporaciones.
Sin embargo, en un intento de hacer una aproximación de lo que podría ser, en el mejor de los casos, la producción en esas tres áreas de oportunidad, nos apoyaremos en los índices de productividad de otras regiones del planeta, con base en la relación que existe entre el ritmo de extracción y el tamaño de reservas, es decir, la proporción “producción/reservas” por cada mil millones de barriles de reservas probadas. Es así que, extrapolando los índices estandarizados a nivel mundial sobre las tres áreas de oportunidad, y suponiendo un grado de éxito en la incorporación de reservas a partir de los recursos prospectivos identificados, podemos sugerir que el escenario posible para México podría ser de la siguiente manera.
Para el petróleo de lutitas, aplicando los índices de productividad alcanzados en Estados Unidos en cuanto a la explotación del shale, que es de alrededor de 200 mil barriles diarios por cada mil millones de reserva probada, y suponiendo que en México se logre un éxito del 50% de incorporación sobre los recursos prospectivos identificados en las estadísticas de la Energy Information Administration (EIA) de los Estados Unidos, arrojaría unos 6 mil millones de barriles. De esta forma, se podría alcanzar un pico máximo de producción de un millón de barriles diarios en esta área. Sin embargo, como se explicó antes, no existen las condiciones en México para lograr esos niveles de productividad, por lo que un pico máximo razonable sería apenas de la mitad, es decir unos 500 mil barriles diarios de extracción, que llegarían a partir de 2020, dependiendo del precio internacional del barril de petróleo.
Para el caso de Chicontepec, que es un caso único en México, el índice de productividad máximo fue de 100 mil barriles diarios de petróleo por cada mil millones de reservas probadas en 2012. Si se lograran incorporar unos 6 mil millones en reservas probadas y manteniendo el nivel de productividad, podemos suponer un pico máximo de unos 600 mil barriles diarios, que implicaría la perforación de al menos 20 mil pozos en la región. Sin embargo, las zonas más ricas ya fueron explotadas así que será difícil alcanzar ese nivel. Un escenario más lógico sería un pico en 300 mil barriles diarios.
En el caso de aguas profundas, el índice de producción alcanzado en Estados Unidos es de unos 120 mil barriles diarios por cada mil millones de barriles de reserva probada. Si en México se lograran incorporar unos 10 mil millones de barriles en reservas probadas, en la zona profunda del Golfo de México, se podría alcanzar un pico máximo de un millón de barriles diarios. Sin embargo, esa producción no llegará antes del 2025, y significa suponer que del lado mexicano se lograría igualar el nivel de éxito que del lado de Estados Unidos.
Esta combinación de posibilidades dibuja un escenario con un declive constante de la producción de nuestro país, pasando por debajo de los 2 millones de barriles al día en el 2018 y llegando a 1.6 millones al día para el año 2025. Esa meseta se mantendría durante unos cinco años gracias a los proyectos de aguas profundas, pero luego continuará su desplome a partir del año 2030, como se muestra en la gráfica del escenario de la producción de México.
Nos encontramos en una espiral de aumento progresivo de las complicaciones para extraer petróleo. Y en esa condición se encuentran las tres áreas de oportunidad de México que pronto se licitarán. A pesar de que se han realizado avances tecnológicos muy importantes para la explotación de yacimientos, que antes ni en sueños hubiéramos imaginado posible, no todo se resuelve con la innovación. Cada vez que se da un salto tecnológico en la industria petrolera, y se aumenta el volumen de reservas que pueden explotarse, se pasa por alto que la productividad de los campos sigue disminuyendo.
Este proceso puede ser claramente visualizado a partir de un recorrido histórico que inicia hace un siglo en los potreros y llanos del norte de Veracruz, hasta llegar hoy a las gélidas regiones de Dakota del Norte en los Estados Unidos, y que muestra como la energía necesaria para poder extraer energía es cada vez mayor. Es decir, se requieren barriles de petróleo de energía para sacar barriles de petróleo. La tasa de retorno energético, o TRE, es un implacable verdugo al que la industria petrolera mundial se enfrenta en una batalla desigual y que cada día se vuelve más desproporcionada.
Cien años separan al rudimentario pozo Cerro Azul 4 en Veracruz de los pozos de última generación que hoy se perforan frenéticamente en Bakken en el estado de Dakota del Norte. Asimismo, los separa un abismo tecnológico, que ha permitido abrir la puerta de los yacimientos más complejos del planeta. Sin embargo, ¿por qué Cerro Azul 4, con su esencia de precariedad, fue capaz de producir él solo, lo mismo que 250 pozos juntos en Bakken?
Ezequiel Ordóñez prospectó los parajes y potreros de Tepetzintla a principios del siglo pasado montado a caballo y abriéndose brecha con machete, acompañado de un puñado de hombres a pie, con mecates, cadenas, palos, madera y equipo rudimentario, es decir, con poco gasto energético. El fruto de su precario trabajo gestó el resultado más impresionante de toda la historia petrolera. En el mes de febrero de 1916, después de varias semanas de actividad, la barrena de perforación traspasó los estratos sensibles del pozo Cerro Azul 4, y se liberó un poderoso chorro de petróleo que se llevó por los cielos el aparejo de perforación. El abundante flujo de crudo fue medido unos días después, por medio de una artesa y un canal, llegando al colosal volumen de 260,000 barriles diarios, el 19 de febrero. Además, Cerro Azul fue longevo: logró producir petróleo durante más de 80 años.
Un siglo después, la historia es totalmente diferente. Los técnicos especializados en perforación horizontal y fracturación hidráulica, saben que, a pesar de las enormes complicaciones geológicas que tuvieron que sortear por medio de la interpretación sísmica 3D, de la utilización de barrenas de última generación teledirigidas horizontalmente con precisión milimétrica, y de la inyección de líquidos en alta presión con apuntalantes para fracturar la roca, la producción que esperan obtener es, en el mejor de los casos, de mil barriles de petróleo al día en cada pozo, y que se desplomará de forma vertiginosa, en las primeras semanas, para llegar a tan sólo 150 barriles al día, al completarse 12 meses de extracción. Esos pozos quedan obsoletos en 6 años. Mil barriles diarios con tecnología de punta, contra 260 mil barriles diarios con equipo rudimentario.
Desde Cerro Azul 4 se inició un proceso en dos sentidos opuestos, por un lado una curva de aprendizaje vertiginosa de éxitos tecnológicos, y por la otra, una curva de productividad que desciende en picada. Se constata que, a través de los años, el esfuerzo necesario para explotar petróleo va en aumento progresivo y que la productividad se desploma. La tasa de retorno energética es cada día peor.
El mundo petrolero se aventuró a testear, en Estados Unidos, su capacidad de explotar los complejísimos yacimientos de shale desde 2008, pero la realidad física ha demostrado que es casi imposible mantener el ritmo de producción estable. Todos los yacimientos de lutitas en Estados Unidos están declinando. La vulnerabilidad ante la fluctuación del precio del barril de este sector es enorme y las empresas embarcadas en este rally lo están resintiendo terriblemente.
Lo mismo ocurre en todo ti po de yacimientos actualmente, como el de Kashagán, en el Mar Carpio del litoral de Kazajistán, en el que se encuentran desde hace 15 años al borde de la asfixia fi nanciera la italiana ENI, la anglo holandesa Royal Dutch Shell, la francesa Total y la norteamericana ExxonMobil. Con más de 50 mil millones de dólares inverti dos, no han logrado producir un solo barril hasta este momento. Asimismo, los proyectos de aguas profundas presentan complicaciones que ocasionan que muchas veces los objetivos de producción no sean alcanzados.
¿Qué es lo que está sucediendo? ¿Petróleo aburrido de antaño contra petróleo moderno interesante de extraer? Así lo definió Edgar Rangel Germán, comisionado de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), en un foro de energía. En su pintoresco comentario, obvió que cada día se requiere “gastar” más energía para “obtener” menos energía. La TRE está alcanzando peligrosamente el equilibrio de uno a uno en algunas explotaciones, acercándose al umbral de lo que se define como sumidero de energía, en donde, a pesar de que exista petróleo, no tiene ningún sentido sacarlo.
El sector petrolero de México entra a una nueva fase de mayor dificultad, con una producción que se desploma, reservas que se agotan, un mercado internacional muy inestable y una situación económica mundial en parálisis. Nos dirigimos a tiempos de mucha incertidumbre y de grande retos, en donde se requiere actuar de forma clara y responsable.
