En la última revisión a los recursos prospectivos de México, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) tuvo dos conclusiones: hemos subestimado nuestro potencial de no-convencionales y hemos sobreestimado nuestro potencial de convencionales.

Estas dos afirmaciones surgen a partir del recorte de 7.4% en número de barriles convencionales que, se estima, tenemos en el país (la caída más grande provino de reestimar los recursos que hay en aguas profundas) y del crecimiento de 6.6 por ciento en los recursos no-convencionales por la reevaluación de la cuenca de Tampico Misantla.

La reestimación de recursos ―que a partir de 2019 no sólo considera la información de Pemex sino que agrega los datos obtenidos por las actividades de los contratos petroleros y de los estudios de exploración superficial― sirve para delinear la política energética de México y definir dónde pondría el país sus esfuerzos exploratorios.

En cualquier caso, el potencial es enorme y la pregunta es cómo aprovechar el potencial. En este contexto, en el Congreso se ha mencionado la posibilidad de cambiar el modelo energético mexicano para acercarlo al esquema que utiliza Bolivia para desarrollar sus yacimientos a pesar de que entre ambos países no hay una correlación directa en el tipo de yacimientos: la prospectividad de México está en petróleo y gas natural en yacimientos en aguas profundas y no convencionales terrestres, mientras que Bolivia cuenta con amplias reservas terrestres de gas natural.

Cabe mencionar también que el esquema boliviano ha mostrado alargar los tiempos de desarrollo de los yacimientos y poner limitantes de colaboración e inversión para las empresas. Esta combinación de factores ha generado resultados limitados tanto para yacimientos convencionales como no convencionales.

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)

¿Por qué cambió el conteo?

Antes del cambio de la reforma energética en agosto de 2014, Pemex era la empresa que, como monopolio del sector petrolero, evaluaba y cuantificaba todos los recursos del país, tanto reservas como recursos prospectivos.

Después de la reforma, la CNH es la encargada de hacer este mismo proceso. En sus nuevas atribuciones están la cuantificación del potencial de hidrocarburos en el país a partir de toda la información disponible ―ya no sólo la de Pemex― y que está contenida en el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.

En 2014 Pemex que México tenía 52 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (bpce) convencionales y 60 mil millones en no-convencionales. Pero estas estimaciones estaban basadas en información limitada. En la estimación de 2019, la información se ha complementado con los datos generados por los pozos perforados en las áreas donde operan contratos petroleros y con la información que arrojaron las actividades de reconocimiento superficial (ARES) en todo el país.

Sobreestimamos nuestros recursos convencionales…

En su nuevo conteo, la CNH redujo en 7.4 por ciento el volumen de recursos convencionales con los que cuenta.

La mayor reducción se dio en la prospectiva de aguas profundas. En las evaluaciones de la CNH se determinó que aguas profundas puede tener 23 mil 900 millones bpce. Esto es significativamente menor a los 28 mil millones que se estimaban en 2014.

A pesar de que esta reducción de 14 por ciento es importante, el potencial de estas áreas aún es muy considerable. Los 23 mil millones de bpce equivalen a la mitad de los recursos convencionales en México o casi el doble de lo que tiene México en aguas someras.

Fuente: Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH)

Como explicó la comisionada Alma América Porres en la sesión de la CNH donde se presentaron estas nuevas estimaciones, con la exploración que está realizando Pemex en aguas someras y la parte convencional de los proyectos terrestres y la de los contratos que trabajan sobre un porcentaje mínimo del potencial total petrolero en aguas profundas, México apenas está aprovechando una fracción de sus recursos. Esto representa un reto importante para el país ya que los recursos prospectivos representan el potencial de exploración en México.

“10 por ciento, si no es que menos, está en los contratos. El resto de nuestro pay está sin adjudicar en México y eso es el futuro de la industria de hidrocarburos en México que debemos reflexionar”

…y subestimamos nuestros no convencionales

Si bien desde 2014 ya sabíamos que México tiene una proporción más grande de recursos no-convencionales que de convencionales, en la revisión de 2019 la proporción se acentuó. En 2014 la proporción de no-convencionales representaba el 52 por ciento y hoy suman el 57 por ciento nacional. Estos potenciales yacimientos ―donde no hay actividad para confirmar su potencial― son uno de los recursos desaprovechados en el país. A la fecha no se ha podido producir comercialmente de ningún yacimiento no convencional que ya se descubrió.

Los no-convencionales se encuentran en tierra, en las cuencas de Burgos, Tampico-Misantla, Sabinas-Burro Picachos y, finalmente, en Veracruz. En comparación con los números de 2014, para 2019 tuvieron un crecimiento de 6 por ciento principalmente porque la CNH considera la posibilidad de que haya hidrocarburos en un estrato geológico conocido como Jurásico Superior Oxfordiano. Este nuevo horizonte agregó 4 mil millones de barriles de crudo equivalente a la ya vasta cuenca de Tampico-Misantla que sumaba 35 mil millones de bpce.

El modelo para extraer nuestros hidrocarburos

En un contexto donde los yacimientos que se descubren en México en las cuencas tradicionalmente prolíficas (aguas someras y terrestres) son cada vez más pequeños y que nuestro potencial dictado por los recursos prospectivos están repartidos en cuencas con baja o nula actividad ―aguas profundas y no-convencionales― es interesante encontrar que algunas propuestas de desarrollo de los nuevos recursos apuntan al modelo energético de Bolivia.

A diferencia de México, Bolivia tiene yacimientos terrestres de gas natural con una buena prospectividad. Al igual que México en el pasado, el modelo energético de Bolivia ha partido de concentrar las actividades y las decisiones de desarrollo del sector petrolero en su empresa estatal, Yacimientos Petrolíferos Fiscalizados Bolivianos. A primera vista, los resultados de este modelo parecieran positivos; pero, en una revisión más a profundidad que considera los grandes recursos con los que cuenta Bolivia, el desarrollo de los yacimientos es más complejo bajo este esquema y los resultados son limitados.

El modelo boliviano parte de un esquema que cambió en 2006 y donde se mantiene el sector bajo la operación de la empresa estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscalizados Bolivianos (YPFB) donde esta empresa es quien firma los contratos con las distintas empresas petroleras bajo un modelo de operación o de servicio. De hecho, en 2006 el Gobierno de Bolivia promulgó un decreto donde las empresas petroleras que operaban en el país cambiaran sus contratos de riesgo que tenían con el Estado a uno del nuevo esquema donde invierten a su cuenta y riesgo pero a nombre y representación de YPFB.

Como explicó Welligence en un análisis reciente del esquema boliviano, el esquema fiscal de los yacimientos considera un government take es de 80 por ciento o más, lo que desincentiva la exploración en el país y las reinversiones. Este government take es, quizás, uno de los más altos de América Latina que se compensa con los bajos costos de la región y de la infraestructura ya existente, pero aún con estas ventajas el desarrollo de las áreas pierde atractivo por el régimen fiscal.

En el Senado también se ha discutido la posibilidad de replicar el modelo boliviano para desarrollar yacimientos no convencionales; sin embargo, este esquema ha dado resultados limitados tanto para la caracterización de los yacimientos como para la producción de recursos no-convencionales. De acuerdo con información de YPFB, los esfuerzos por evaluar los recursos no-convencionales de Bolivia iniciaron en 2013 ―tras la publicación de las estimaciones de recursos no convencionales en el mundo que realizó la Administración de Información Energética de Estados Unidos― con la firma del primer convenio de colaboración con la empresa estatal argentina Yacimientos Petrólíferos Fiscalizados (YFP) que incluía la capacitación de personal boliviano en Argentina

El más reciente de estos acuerdos se firmó en 2018 con la empresa canadiense Cancambria para confirmar la existencia de recursos no convencionales en la región conocida como Chuquiasca. El plazo para iniciar producción de recursos no-convencionales no se ha definido.

Las ventajas del modelo mexicano

A diferencia del esquema boliviano, el marco legal mexicano ofrece la oportunidad de evaluar el potencial del país de forma acelerada a partir de atraer a distintos actores a las diversas cuencas, ya sean recursos convencionales o no-convencionales.

Permite, también, que la empresa estatal pueda escoger los proyectos en los cuales quiere y tiene la capacidad para participar; y el estado mexicano participa como un administrador de contratos en lugar de dejar esta tarea en manos de una sola empresa.

Bajo las leyes mexicanas se acelera el desarrollo de las cuencas a partir del potencial que podrían tener y se incentiva la actividad de distintos actores para aprovechar los recursos en el plazo más corto posible.