Las campanas del gobierno mexicano suenan para dar la bienvenida a los proyectos del shale gas, con la reforma energética de por medio, mientras en Texas se esbozan sonrisas.
La extracción de shale consiste en sacar gas de una roca donde antes hubo petróleo, mediante una estimulación artificial hecha con agua y químicos.
Representa uno de los puntos negros de la reforma energética que se prevé entrará a discusión en el Congreso después de las elecciones de verano para alcaldías y gubernaturas.
Sin embargo, no existen aún pruebas geológicas que demuestren que el shale gas dará ganancias a Pemex. Los hallazgos hasta ahora apuntan a un negocio inviable.
En entrevista con Reporte Indigo, el geólogo estadounidense Arthur Berman, uno de los mayores críticos del shale gas en su país, advierte que se trata de un proyecto de mucho riesgo, cuya experiencia en EU hasta ahora ha traído pérdidas millonarias a las compañías petroleras.
Sería una aventura peligrosa para Pemex, que tiene, a decir de este experto, otros terrenos más seguros para explorar y tratar de mejorar sus reservas, que menguarán de forma importante en la próxima década.
La paraestatal está lejos de comprobar que la explotación de este tipo de gas reducirá las tarifas eléctricas entre un 20 y un 40 por ciento, como aseguró desde la campaña presidencial su actual director general, Emilio Lozoya Austin.
Pero el gobierno de Enrique Peña Nieto sigue haciendo promesas de abundancia, mientras advierte que se necesitan “cambios mínimos a la ley, que permitan la coparticipación de la iniciativa privada” para sacarlo adelante.
Los seis pozos exploratorios que la petrolera abrió en Coahuila y Nuevo León el año pasado, con resultados desalentadores, bastaron para que se incluyera el “aceite y gas en lutitas” (nombre técnico para el shale gas) como un proyecto en el presupuesto de este año.
Para cuando se apruebe el gasto federal de 2014, ya podría estar promulgada la reforma energética. La inversión privada en shale gas tendría las puertas abiertas.
México: ¿grandes reservas? 
La promoción de un proyecto de shale gas para Pemex se inició en abril de 2011, a partir de una estimación de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de Estados Unidos.
El informe sobre los recursos de este tipo de gas natural en 14 regiones fuera de EU reveló que México estaba en el cuarto lugar de las reservas mundiales de shale, con 681 millones de pies cúbicos de gas como recurso en el subsuelo.
Berman acota: “La pregunta es dónde está la información dura. No hay. ¿Cómo hacen las estimaciones? Es una aproximación con algunas suposiciones (…).
“Es una equivocación muy común para los periodistas, los políticos y el público confundir recursos y reservas. Las reservas es lo importante, recursos quién sabe”.
A pesar de que era apenas una estimación no basada en estudios geológicos realizados directamente en el terreno, comenzaron a organizarse foros para analizar este nuevo recurso millonario no utilizado por el país.
Las propuestas iban desde la creación de una subsidiaria llamada Pemex Gas hasta la de un instituto, autónomo y fuera del poder del sindicato petrolero, que controlara los proyectos en torno a este combustible.
Los seis pozos exploratorios que se abrieron en Coahuila y Nuevo León durante el año pasado, cuyo costo sobrepasa el doble los pozos más caros abiertos en Estados
Unidos, no trajeron buenas nuevas.
Sólo en uno de ellos, el Habano 1, ubicado en Hidalgo, Coahuila, encontraron condensado de aceite con producción comercial, según el reporte más reciente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.
El Nómada 1, ubicado en Nava, Coahuila, resultó improductivo y el Montañez 1, en Guerrero, Coahuila, fue calificado como productor no comercial.
Esta información obtenida, en opinión de Arthur Berman, debe incorporarse al informe de Estados Unidos, antes de perforar.
El 20 de marzo la Secretaría de Energía anunció la firma de un convenio de colaboración por tres mil 133 millones de pesos con la Compañía Mexicana de Exploraciones para explorar y evaluar las reservas de shale gas en Coahuila y Veracruz.
El presupuesto es similar al que ha tenido en los últimos años el Activo Litoral de Tabasco, un proyecto nacional y con producciones en incremento, al que cada año le han quitado la mitad del dinero aprobado por el Congreso.
En el anuncio del convenio de Sener, el secretario y expresidente nacional del PRI, Pedro Joaquín Codwell, dijo que con el shale gas, México buscaba garantizar a largo plazo un abasto de gas más barato y limpio.
Se aventuró a sugerir que esta exploración puede resultar “tan prometedora como lo fueron los descubrimientos de los primeros mantos petroleros en la costa del Golfo de México, hace poco más de 100 años”.
Tres días antes, durante el discurso por el 75 aniversario de la expropiación petrolera, el director general de Pemex, Lozoya Austin, advirtió:
“El desarrollo de los hidrocarburos no convencionales, en particular de los yacimientos de hidrocarburos en lutitas (…) plantean retos técnicos y financieros distintos de los que hasta ahora ha enfrentado Pemex”.
Dijo que en unos años América del Norte pasó de tener escasez de gas natural a conseguir el precio más bajo.
“Estoy convencido de que para enfrentar estos retos y para aprovechar estas posibilidades”, remató, “debemos adaptar y transformar a la industria petrolera mexicana y a Petróleos Mexicanos mismo”.
Ninguno de los funcionarios de Pemex o de Sener han dicho en qué consistirían estas transformaciones. Según los expertos, estas necesitarían pasar por las manos de empresas privadas con experiencia en el sector.
Sería una aventura para Pemex, que a decir de Arthur Berman, tiene otros terrenos más seguros para explorar y mejorar sus reservas, que menguarán en la próxima década.
Cada vez más voces en Estados Unidos apuntan a que el “boom” del shale gas, del que presumió el 17 de marzo el director de Pemex, es una cortina de humo.
A las compañías petroleras les cuesta casi el doble extraer un pie cúbico de gas del precio al que logran venderlo en el mercado. Pero han ocultado las pérdidas.
Mediante artilugios financieros, que llegan hasta colocar en sus informes contables ante la Securities and Exchange Commission los préstamos como ganancias, las petroleras están manteniendo la ilusión del shale gas como el futuro de la industria energética, mientras esperan tiempos mejores.
Los expertos explican que aún está en estudios preliminares una forma de extraer este gas que resulte más barata y que afecte menos al medio ambiente.
Las metodologías actuales para explotar este recurso incluyen químicos que están protegidos por los secretos financieros como parte del “modelo de negocio” de las compañías petroleras, como publicó Reporte Indigo el año pasado.
Ahora las petroleras están buscando rentar a otros países la tecnología que ya tienen. México resulta un cliente atractivo.
En el interior de la paraestatal se amontonan las presiones sobre el shale gas, mientras algunos funcionarios tratan de dar largas a la explotación con estos proyectos exploratorios, que sustenten las estimaciones de la AIE.
El informe de abril de 2011 de este organismo es claro: las enormes reservas que estimaron eran técnicamente posibles, lo cual no significa que económicamente sea viable extraer ese gas, explica Arthur Berman.
En el apartado sobre México, el informe especifica que los cinturones costeros que pudieran contener shale gas son “más estrechos, menos continuos y estructuralmente mucho más complejos” que los que hay en Texas y Louisiana.
Berman es maestro en geología por la Colorado School of Mines y director de la consultora Labyrinth en Houston, Texas. Tiene 35 años de experiencia en industria petrolera, durante una década fue consultor para Pemex en Tabasco, Campeche, Veracruz y Tamaulipas.
Sus afirmaciones sobre los campos de shale gas en Estados Unidos se basan en una serie de estudios que comenzó en 2005, cuando aplicó una metodología de análisis costo-beneficio en el yacimiento de Barnett Shale, cerca de Dallas.
“Descubrí que el play (campo prospectivo) no tiene muchas ganancias. Francamente estuve sorprendido porque todo el mundo decía que Barnett Shale es el mejor play del mundo y que todo el mundo iba a tener muchas ganancias, pero no es lo que encontramos”, relata.
Después de varios años de estudio, concuerda con los defensores del yacimiento en que hay allí una gran cantidad de recursos, pero no hay ganancias por ahora.
Este yacimiento y la cuenca de Eagle Ford, en Texas, donde también han encontrado aceite, son los modelos exitosos en los que ahora México basa su empeño.
Confiesa: “El problema es que no conocemos mucho sobre esta roca, nadie la había estudiado antes de una década atrás (…). El reto es aprender cómo producir el gas o el aceite económicamente”.
Tecnologías nuevas y caras
Para obtener el gas natural con estas rocas que alguna vez tuvieron petróleo, pero ahora sólo tienen gas acumulado, se perfora el pozo verticalmente hasta la formación rocosa, la lutita.
Luego se realiza una perforación horizontal, en la que se fractura la roca en varios puntos, que pueden ser hasta 20 en un espacio de uno a dos kilómetros, inyectándole agua a presión con químicos.
Varios estudios han detectado que estos incluyen carcinógenos y toxinas como uranio y mercurio, además de tóxicos como benzeno, tolueno y xileno.
La preocupación por el medio ambiente más fuerte hasta ahora es la gran cantidad de metano que encontraron en el agua corriente en un estudio realizado en Pennsylvania (Reporte Indigo, 16 de noviembre de 2012).
Con estas fracturas el gas escapa de la roca, entra en la tubería que se introdujo y llega a la superficie, donde se almacena en un gasoducto o en un contenedor.
Estos pozos especializados han costado en Estados Unidos entre tres y 10 millones de dólares.
En México han costado 20 millones de dólares, según publicó en noviembre del año pasado la revista Contralínea, con información de la subdirección de la región Norte de Pemex.
Para mitigar los informes sobre las pérdidas que ha traído el shale gas a las petroleras estadounidenses, han entregado a las autoridades de ese país cálculos de costos que incluyen solamente la perforación, terminación y producción, no los pagos adyacentes.
Esta estrategia no considera la inversión en los honorarios de los especialistas, el terreno, los pagos de deuda, la infraestructura, el transporte y los derechos minerales.
Los estudios de Berman sí comprenden todos los costos y esto le llevó a encontrar que mientras el pie cúbico de gas se vende en EU en 4 dólares, a las compañías les cuesta entre 7 y 7.5 dólares producirlo.
“Las compañías grandes piensan que al paso del tiempo van a descubrir una forma más eficiente de explotar los pozos para ganar más dinero”, dice el especialista.
Agrega que para ello debe subir el precio del gas, ahora muy bajo debido a la sobreproducción que hubo en el último lustro.
Grandes riesgos
Sobre las estimaciones de la AIE de los recursos que prospectan para México, Berman dice que son eso, estimaciones.
“Hay mucha publicidad, mucho entusiasmo en todo el mundo sobre el fenómeno del shale, pero pocas personas entienden lo que son los riesgos.
“México tiene mucho petróleo y el petróleo viene de roca generadora que supuestamente puede ser un play (campo) pero hay que estudiarlas y hay que tener acceso a mucho dinero, mucho capital”, advierte.
Considera que los conocimientos importantes sobre shale gas no los tienen las compañías de servicios, sino las petroleras.
“Las compañías de servicios ganan dinero en cada situación, porque sólo venden servicios, pero no hay riesgo para estas compañías, es un gran negocio.
“El problema para México es que las compañías mayores quieren ser dueñas del petróleo, es así en otros países. No quiero cambiar la mentalidad de los mexicanos, hay mucha historia”, señala.
Insiste en que las grandes compañías sólo traerían su experiencia a México con promesas más allá de un pago, lo que podría ser un factor a discutir en la reforma energética.
Enfatiza: “Mis clientes son compañías así y a pesar de lo que dicen necesitan una parte de la producción para participar en serio”.
A partir de su trabajo de una década con Pemex, Berman sostiene que hay otras oportunidades exploratorias en México con mayor potencial, “principalmente en las rocas terciarias, más costa a afuera que en terreno. Pienso que México debe pensar en un portafolio con balance”.
Advierte que la inversión en shale gas no debería ser mayoritaria, sino equilibrada con otros proyectos más seguros.
En contraste, el último secretario de Energía con Calderón, Jordy Herrera, pide acelerar el proyecto.
Durante la reunión plenaria del PAN en Puebla en enero, dijo a los legisladores de ese partido que debían impulsar el proyecto de shale gas en la reforma energética para aprovechar “esta oportunidad histórica”.
Agregó: “Debemos de aprovecharlo para que haya más empresas nacionales, y también que vengan otras empresas a instalarse en el país, para crear empleos, para crear riqueza, y esta es la oportunidad a la que nos referimos”.
