#PulsoIMCO: El impacto de prohibir el fracking en México

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Si hoy se prohibiera utilizar la fractura hidráulica como un mecanismo para extraer hidrocarburos, ¿cuál sería el impacto en el sector petrolero de México?

Ayer conversamos con Pablo Medina, de Welligence, quien tiene estos datos muy claros:

  • Alrededor del 40 por ciento de las reservas petroleras 3P se eliminarían de los libros nacionales por la imposibilidad de utilizar la técnica para extraerlos.
  • Alrededor de 140 mil barriles de petróleo y mil 200 millones de pies cúbicos diarios de producción se dejarían de extraer de los yacimientos mexicanos y una producción potencial de 400 mil barriles dejarían de producirse en los siguientes años.
  • Entre 500 y 800 millones de dólares no llegarían a invertirse al país.
  • Se dejarían de crear alrededor de 20 mil empleos directos y entre 60 y 120 mil empleos directos.

En el mundo hay varios países que han logrado detonar una industria alrededor de estos yacimientos. Estados Unidos ha sido el más exitoso, pero los ejemplos de Colombia con La Luna y Argentina con Vaca Muerta son dos esquemas que podemos estudiar para estimar la viabilidad de esos modelos.

Para hablar de este tema invitamos a Pablo Medina, de Welligence, a platicar sobre el análisis que han hecho sobre la historia del fracking en México y el futuro de esta tecnología.

Esta fue nuestra conversación:

 

Pablo Zárate: Pablo, muchísimas gracias por estar con nosotros. Le estábamos explicando a la audiencia antes de que te incorporaras que estamos muy contentos Manuel y yo de tenerte aquí en el programa, en la transmisión que tenemos cada quince días.

Amigos estamos muy entusiasmados porque, uno de los temas quizás más importantes, más promisorios para la energía de nuestro país, es el shale. También es uno de los temas que son más malentendidos, están rodeados de todo tipo de mitos, de todo tipo de consideraciones políticas.

 

Manuel Molano: Quizá valdría la pena para los no iniciados que dijéramos qué es el shale Pablo, bueno, Pablo y Pablo, es la explotación de yacimientos de hidrocarburos que están atrás de ciertas rocas calizas llamadas lutitas, y que se usa una tecnología conocida como estimulación hidráulica para obtener estos recursos, lo que en el argot de la industria se conoce como fracking.

 

Pablo Zárate: Exacto, entonces pues ahí ya tenemos la palabra clave para iniciar o dar preámbulo a esta conversación, que es: vamos a hablar de shale, vamos a hablar de fracking y vamos a hablar del futuro energético de nuestro país. Y una de las personas más calificadas para entrarle a esta conversación es Pablo Medina, de Welligence. El trabajo que ha hecho Welligence en torno al entendimiento, literal, pozo por pozo de nuestro país es muy importante, están incorporando técnicas de Big Data, de estadística, de incorporación de muchas observaciones estadísticas, para poder entender los recursos que tenemos, predecir cómo se podrían comportar los recursos bajo distintos supuestos y ayudar a la industria, a los analistas, etcétera a que tengamos un mayor entendimiento del mundo petrolero.

En este contexto, Pablo, muchas gracias. Nos contaste que estás haciendo un análisis a profundidad del shale, y el impacto que podría tener incorporar a México, o seguir incorporando a México las tecnologías necesarias para desarrollar el shale, como Manuel explicaba, el fracking; o como está puesto sobre la mesa en la iniciativa de un grupo parlamentario, el de Morena, que está prometiendo o más bien, poniendo sobre la mesa quitar al fracking, prohibir al fracking en nuestro país, y esto creemos que tendría un impacto grande. Pero creo que podríamos empezar por ahí, Pablo, ¿cómo lo ves?, es una decisión importante y relevante, ¿dónde estamos parados?

 

Pablo Medina: Bueno, de entrada gracias Manuel y Pablo, ahora sí IMCO y Pulso por la invitación, siempre es entretenido verlos y ahora participar aquí, entonces, doble agradecimiento.

Sí, tienen razón. Ahora sí que el futuro del mundo petrolero es la gran pregunta el día de hoy, ¿no? Mucho se habla del plan de Pemex, el enfoque en aguas someras, en campos terrestres de los de siempre, pero poco se escucha hablar de temas de aguas profundas o no convencional, ¿no?, solamente con algún detalle pequeño. Y empezamos a pensar en esas iniciativas acerca de prohibir el fracking ─por llamarle así─ por ciertas nociones que se han malentendido globalmente acerca de los riesgos. Toda técnica en la industria petrolera tiene un riesgo de ejecución, si se hace algo bien es de estándar mundial y si se hace algo mal puede ser tan sencillo y no funcionará. Entonces es una cuestión no de satanizar la técnica sino del cómo se ejecuta la técnica en sí.

Y cuando empezamos a ver todo este análisis, de ver el impacto de esto, descubrimos algo chistoso y ahorita si quieren les explico un poco, pero fue que no sólo el impacto es en el no convencional del que siempre hablamos, las lutitas, sino que el fracking, per sé, tiene una historia larguísima en México; o sea, tanto que la gente está llegando tarde a la fiesta, por llamarle así, a la hora de quererlo prohibir, porque en realidad, cuencas enteras dependen de esta técnica. Eso fue algo de los hallazgos que vimos.

 

Pablo Zárate: Pablo, este punto que estás haciendo es creo que particularmente importante, uno de los motivos por los que el fracking genera cierta ansiedad en comunidades, en algunas audiencias, es porque entendemos que es una técnica novedosa, pero lo que tú estás diciendo es muy importante: ¿Desde cuándo se usa el fracking?, ¿más o menos cómo ves la historia del uso del fracking en nuestro país?, ¿qué tanto se ha usado?

 

Pablo Medina: Bueno, digámoslo así: en uno de cada cuatro pozos en México ha usado fractura hidráulica en ellos, uno de cada cuatro. Y no puedo decir uno de cada tres porque me quedo a medias. Pero digamos que alrededor del 30 por ciento de los pozos en el país se han, básicamente, o inducido con fractura hidráulica, o se han completado así.

Entonces, ¿cuál es la diferencia?, que sí, se puede usar fracking para fracturar las lutitas, ¿no?, para liberar los hidrocarburos que están atorados en esta piedra tan dura, piedra con baja permeabilidad.

Pero también se puede usar la fractura hidráulica para otros yacimientos que no son de lutitas, pero que también tienen esta condición de baja permeabilidad, esto es básicamente que es difícil el poder, digámoslo para simplificarlo, que se muevan los hidrocarburos por a través de la roca. Entonces, el usar la fractura hidráulica no sólo es en las lutitas, en el shale, sino se usa muy muy muy extensamente en Burgos, en toda la producción de gas del norte del país; en Tampico-Misantla, en futuro Tampico-Misantla; en Chicontepec ─Chicontepec no existe sin fracking, de ninguna manera─ y, de hecho, hay también pozos en la cuenca del sureste, en la parte terrestre, en las que también se han usado éstos para hacer reparaciones mayores. Esto empezó por ahí de los años 90, aun cuando hay bibliografía que dice que se han fracturado pozos desde los 70 en México. Entonces, nada más para poner en contexto, uno de cada 4 pozos en el país ya ha tenido experiencia con fractura hidráulica, y pues pensar que llegar 20 años después a quererla prohibir, me parece un poco lento, pero también peligroso.

 

Pablo Zárate: ¿Cuántos pozos en total, o sea, este 25 por ciento si lo ponemos en números absolutos, cuántos son?

 

Pablo Medina: Estamos hablando de alrededor de, pongámosle unos, alrededor de 8 mil pozos.

 

Manuel Molano: ¡Increíble! ¡Es increíble! Si yo te dijera que el Estado mexicano prohibe la fractura hidráulica mañana, se publica en el Diario Oficial pensemos… no estoy diciendo que así sea, sino imagínate que son muy exitosos y publican una prohibición y además son muy efectivos en hacer valer esta prohibición, lo cual es muy creíble porque en realidad son pocos los operadores en México, entonces, podrías muy rápidamente ejecutar una ley que prohibiera la fractura hidráulica. ¿De qué tamaño es la pérdida en los recursos prospectivos del país, en reservas 1P, 2P y 3P?, ¿qué pasaría?

 

Pablo Medina: Es inmenso. Digámoslo así: de un golpe de pluma se perderían 40 por ciento de las reservas 3P del país, nada más para ponerlo en contexto. De 1P y 2P les voy a dar el dato que lo tengo acá pero, de entrada, 3P 40 por ciento se borran literalmente, como Pablo lo ha dicho alguna vez, sólo así.

Y estamos hablando aquí, no de no convencional, estamos hablando solamente de convencional, lo que existe en Burgos, lo que existe en Tampico-Misantla, dígase Chicontepec y los campos donde se llega a usar esto en el sureste. Entonces ahora, imagínense, esto en lo que ya existe, estamos hablando de 140 mil barriles de petróleo diarios que están en riesgo el día de hoy y mil 200 billones, básicamente, 1.2 billones de pies cúbicos diarios, lo cual, ¿se imaginan qué haría con la balanza de gas?, de por sí estamos en una situación delicada, de aprobar esto, estás firmando que la soberanía energética de México se aleja cada vez más, porque simplemente estás perdiendo la tercera parte de la producción en el país al no dejar que Burgos se siga usando el fracturamiento hidráulico.

 

Manuel Molano: Pablo, ¿le has hecho llegar esta información a las autoridades, digamos, al presidente de la Cámara de Diputados, Martí Batres; a la Secretaria de energía, Rocío Nahle; al director de Pemex, al Presidente de la República?

 

Pablo Medina: La idea es hacerlo esto ahora sí que en el corto plazo por la relevancia de la iniciativa. Yo creo que es algo que tal vez de inicio se piensa sólo fracking no convencional, algo que aún no llega, pensamos es algo en el futuro; cuando en realidad estamos hablando que al día de hoy hay muchísimo, muchísimo en juego.

No sólo es el efecto de, ahora sí que de producción, tampoco es el efecto de reservas, o sea, estaba viendo mis notas y estamos hablando que hay 800 millones de dólares en riesgo el próximo año si prohibieses la fractura hidráulica, la inversión que iría a Tampico-Misantla, en Chicontepec particularmente; en Burgos, en el programa de luititas que tiene ahora autorizado Pemex como de 150 millones de dólares, estamos hablando de 800 millones de dólares que no llegarían. Para ponerlo en contexto, el presupuesto de PEP, de Pemex Exploración y Producción, es por ahí de 10 billones; entonces estamos hablando que el 10 por ciento de borrón, se te fue. Entonces, eso implica pérdidas de trabajos, eso implica un impacto económico importante, y más en regiones como en Burgos, donde la situación ha sido compleja, ¿no?, ahora sí que como dirían above ground.

 

Pablo Zárate: Oye, este punto es muy importante. O sea, una manera de verlo es desde la perspectiva de Petróleos Mexicanos y de la industria, y lo que se deja de invertir, pero, nos puedes explicar, digamos, si ponemos esto en un mapa, y empezamos a hablar con mayor profundidad sobre Tampico-Misantla, sobre Burgos, entiendo que en las cuencas del sureste también habría un impacto significativo, ¿qué tipo de comunidades o qué tipo de territorio estamos hablando? Entiendo que pues tendría un impacto sobre regiones bastante marginadas que hoy de alguna manera la poca actividad industrial que hay en esas regiones, pues depende directamente de Petróleos Mexicanos.

 

Pablo Medina: No, sin duda, y ahora sí que son regiones como tú mencionas, un Burgos estamos hablando, obviamente del Noreste; estamos hablando de Veracruz, en Chicontepec, en Tampico-Misantla, esa parte, ahora sí que ha sido con temas de seguridad algo bastante duro, ¿no?, entonces no ha sido la región más prospectiva de México.

En el sureste, Tabasco, ahora sí que el presidente lo sabe bien. Es decir, estamos hablando de poner en riesgo bastante. Y una cosa que no hay que perder de enfoque que hay muchos empleos directos, sin duda, que corren riesgo, bastantes, y los vamos a cuantificar en los próximos días, pero el efecto en empleo indirecto es altísimo. O sea, ahora sí que depende la fuente, desde el Fondo Monetario Internacional, el Banco Mundial, pero el efecto multiplicador de empleo directo e indirecto en la industria petrolera es de lo más conservador, estamos hablando del 3 por ciento, hay fuentes que hablan hasta del 7. Entonces, te imaginas perder 20 mil empleos directos, estamos hablando de 60 mil a 120 mil empleos indirectos, y esos son empleos indirectos que tal vez no te puedes dar el lujo de perder, y como tú mencionas, menos en regiones marginadas.

 

Pablo Zárate: No, es una situación bárbara. Oye, ahorita estamos centrando la conversación un poquito en el pasado y en el presente, pero creo que valdría la pena hablar del futuro. Y hablar del futuro, yo creo que a partir de los datos específicos que tienes de México. Pero creo que vale la pena también poner en contexto a la audiencia que el continente Americano es francamente el único continente donde se han logrado desarrollar proyectos de shale de gran escala, en Estados Unidos pues hay muchas cuencas que han logrado tener una actividad muy prominente. Hay estados que se han transformado absolutamente.

 

Manuel Molano: Dakota del Norte

 

Pablo Zárate: Dakota del Norte es una transformación impresionante a partir de desarrollo de shale; Texas tenía una economía por supuesto muy importante, pero a partir del desarrollo del Eagle Ford y luego el Permian, pues realmente Texas ha vuelto a despegar de una manera muy dedicada; y también tienes lo que ha pasado en Pensilvania con el Marcellus, etcétera, ¿no? Entonces, esa historia es muy importante, es muy importante la historia de Argentina, que de estar contra las cuerdas energéticamente hablando, en una conversación como la nuestra de ansiedades, de escasez y ese tipo de cosas, a hoy estar pensando en el país como un exportador, como un líder en la producción de energía y potencialmente en la exportación de energía.

Entonces, ¿por qué no nos cuentas un poquito tu visión sobre estos dos casos que son muy diferentes entre sí? Y luego nos cuentas cómo ves a México, si México debería seguir un modelo argentino, estadounidense, o debe de encontrar su propia manera y cuál sería el beneficio de hacerlo.

 

Pablo Medina: Por supuesto. El estandarte hablando de No Convencional es Estados Unidos. No queda duda alguna de cómo se llegó a tener la relevancia que tiene actualmente en el mercado petrolero. Todas estas petroleras, la gran mayoría, se puede decir, eran bastante pequeñas, no estamos hablando de los más grandes. De hecho, los majors perdieron, se les fue el barco, se les perdió la fiesta y llegaron, ¿quién? pues los chiquitos que ágilmente se movían perforando y comprando terrenos antes que sus competidores.

Porque aquí hay un concepto clave para los que nos están sintonizando que es, que Estados Unidos, el dueño de la tierra es el dueño de los derechos de los recursos abajo de la tierra. Entonces, esto crea un incentivo ideal, ¿por qué? Porque el dueño de la tierra quiere que alguien venga a producir el petróleo que existe en su terreno. En el resto del mundo, particularmente en México, sabemos que ese no es el caso. Hemos tratado de ajustar ciertas regalías para que los incentivos se alineen, pero no es lo mismo que cuando tienes los famosos mineral rights.

Pero en Estados Unidos, lo que sí sucedió, es que fue una cultura de innovación tecnológica, también ideológica porque requiere pensar muy distinto el desarrollador no convencional ─que es perforar una cantidad masiva de pozos en el cual un ligero ajuste a algo puede tener un impacto increíble─ cuando en un proyecto convencional estás hablando de billones de dólares, 7 a 10 años en aguas profundas, y aquí el impacto es más rápido.

Entonces, en Estados Unidos ellos fueron el ejemplo a seguir. Resto del mundo, hay pocos ejemplos exitosos. Hay ciertos pilotos, por ejemplo, en Reino Unido se intentó, en China se está intentando algo pero la realidad es que donde está caminando, y caminando bien, es en Argentina.

El equipo de Welligence estuvimos en Argentina hace dos tres semanas y es increíble ver cómo ha ido cambiando todo el entorno. Porque no olvidemos que Argenina sector energético, después de que los Kirchner, la expresidenta expropia Repsol YPF, obviamente la industria se quedó como: “¿qué sigue?” Había mucha duda. Y lo que acaba pasando es que Vaca Muerta que, Vaca Muerta está en Neuquén. Vaca Muerta es una de las formaciones principales, pero Vaca Muerta tiene otras formaciones abajo y arriba de ellos, que también es prospectivo. Entonces, esta es una cuenca muy madura, se lleva produciendo petróleo por décadas, pero nunca se había producido de la roca madre, por llamarla así, porque no era lo más prospectivo hasta ahora que la tecnología lo trajo.

Y, ¿qué vimos? Un cambio principal que fue que, a todos los majors que se les fue, que se quedaron dormidos y no se despertaron en la revolución del shale en Estados Unidos, se pusieron las pilas de golpe y se fueron para Argentina. ¿Quiénes están ahí? Chevron, Exxon, Shell, aun gente como Petronas, o sea, es decir, gente todas las grandes saben que ahí hay una escala y eso es lo que tienen que hacer y ha sido bien interesante ver a Argentina cómo va caminando y aprendiendo en el cómo desarrollar el no convencional.

 

Pablo Zárate: Va despegando, sin duda. Ahí hay un par de cosas que, cuando hablas de Vaca Muerta, que me hacen pensar en el caso mexicano. Específicamente, entiendo que en la historia de Vaca Muerta, por ejemplo, YPF jugó un rol absolutamente central. YPF podríamos hacer un símil como si fuera el Pemex de Argentina, es la compañía nacional, tiene algunas diferencias, es una compañía que ha estado en Bolsa, es la compañía nacional petrolera argentina. YPF jugo un rol importantísimo para des-riskear Vaca Muerta. O sea, muchos de los proyectos iniciales, que tienes toda la razón, Chevron, Dow, Petronas, pues entraron de la mano de YPF y generaron proyectos de gran calado que sentaron las bases para que el resto de la industria eventualmente siguiera, pero hoy por hoy, YPF es el jugador central del shale argentino.

Entonces, quizás ahí también hay una conversación bien interesante, porque quizás cuando se plantan iniciativas en contra del shale y en contra del fracking, realmente lo que hay en mente es, ‘pues esto sería una iniciativa de industria y es una manera de entorpecer la entrada de la industria’ pero pues realmente le estamos quitando una gran posibilidad a Petróleos Mexicanos que es: de alguna manera buscar su rol en esta historia. No tiene las condiciones de YPF, pero sí podría ser un jugador pues importante de todo esto.

 

Manuel Molano: Y a los pequeños entrantes en el mercado. Porque también esa es otra, el gran mito que se transforma con la tecnología de fractura hidráulica para las lutitas es que el negocio petrolero es solamente para las gigantes y Dakota del Norte es la prueba de eso. Son empresas pequeñas que crecieron a partir de estos recursos.

 

Pablo Zárate: Es creo que una discusión fascinante. No sé Pablo qué opinión tengas sobre de eso porque, es decir, ¿en México podrían entrar las chiquitas y ser clave para el desarrollo del shale, o estamos hablando de las empresas un poquito más grandes, considerando que acá no tenemos la infraestructura y el de-risking en el contexto que pasó en Estados Unidos?

 

Pablo Medina: El régimen contractual tiene que ver porque ese es un punto clave ahora sí que comparando Vaca Muerta  con Estados Unidos, en Estados Unidos tú puedes vender tu pequeño terreno y estás haciendo un lease con él, entonces no hace falta porque siempre había ahora sí que como si fuera la fiebre del oro pero versión no convencional, shale.

Y en Argentina lo que el gobierno fue y comparando YPF y diciendo que Pemex no es… Estoy de acuerdo porque, obviamente, es un reto complejo. Pero no olvidemos que YPF, como mencionas tú, no solo Argentina estaba contra las cuerdas sino YPF estaba contra las cuerdas. Estamos hablando de una petrolera estatal con un portafolio completamente maduro, sin el potencial de aguas profundas, poquísimo en aguas someras y es: “¿qué hacemos para sobrevivir?”.

Lo mismo pasó a Petrobras cuando se empezó a enfocar en Presal y en aguas profundas. No tenían de otra, en aguas someras se les estaban acabando los proyectos y, ¿cómo acabaron en aguas profundas?, pues porque siguieron avanzando hasta donde seguían encontrando. Y Pemex ha tenido la bendición,y─ en cierto punto maldición─ de tener toda la fruta ahí a la mano y entonces ahorita estar un poco mal acostumbrado en el cómo se sigue ahora que se acaba el petróleo fácil. Perdón que me fui por la tangente pero es interesante entender el contexto.

 

Pablo Zárate: No, muy interesante. Pues ahora sí que como dicen los argentinos en su sector petrolero: “a Pemex no le ha tocado ‘rascar la olla’” ¿no?, y a los argentinos pues les ha tocado tradicionalmente rascar la olla por mucho tiempo, ya no había recursos, y es en este contexto que se da toda esta revolución.

 

Manuel Molano: Pablo, una pregunta. Yo creo que el tema ambiental no se resuelve con prohibiciones, los riesgos ambientales se resuelven sobre todo con regulación, ¿qué tipo de regulación tendría que estar pensando México para reducir riesgos ambientales a partir de la estimulación hidráulica de luititas?

 

Pablo Medina: Pues, de entrada hay que pensar y ver hacia atrás qué ha pasado porque, obviamente, ya van 8 mil pozos donde se ha realizado y que yo recuerde una campaña de tener pruebas donde se ha hecho pésimo no la recuerdo yo, entonces es un punto clave decir, hasta ahora, “¿qué ha pasado?” Pero si pensamos de aquí en el futuro, bueno pensemos que la ASEA tiene un rol clave como regulador y que, bueno, si se le están reduciendo la inversión es difícil pedir que hagan el trabajo cuando se les da menos tienen que hacer más. Entonces, ese es un punto interesante, porque, ajeno a un camino o el otro en tema de regulación ambiental, es el tema de direccionalmente no se le puede pedir que hagan más con menos cuando ya de por sí eran agentes que estaban haciendo bastante con poco.

Lo que es bien interesante si nos ponemos a pensar es el no convencional en México, qué puede ser y, si ves tú por ejemplo escenarios como de, no sé, la Agencia Internacional de Energía, ¿no? Recuerden el escenario que se publicó hace un par de años que, diría yo, de lo más centrado que se ha visto porque, el potencial en México es increíble pero hablar de los billones de billones de barriles y que somos el número tal al tal, sí, pero es dejarlo en el aire. Ellos aterrizaron eso en proyecciones mucho más realistas y están hablando por ejemplo que, para 2025 se llega a 100 mil barriles diarios de lutitas; 2025, 6 años de aquí, realista. 5 años después se llega a 300 mil y 5 años después en 2030 a 400 mil barriles diarios. Eso, para mí prefiero un estimado conservador a algo que se vaya de boca porque luego la gente dice: “¿dónde quedó lo que me prometieron?”. Eso que pasó en el sexenio anterior, gente que dice “me decepcionó la reforma energética”, por mal entender a dónde se iba, pero que ahora está pasando lo mismo con el plan de Pemex prometiendo cosas que no.

El plan de Pemex es imposible que se logre si se prohíbe el fracturamiento hidráulico para efectos prácticos, en temas de gas particularmente. Y esto es interesante porque el presidente ha dicho varias veces que el tema de soberanía energética es clave. La razón por la cual Dos Bocas se quiere construir.

Pero bueno, si de un plumazo se quita la tercera parte de la producción de gas en el país pues estamos hablando de números que ponen bastante complicado a un Morena, contra lo que está diciendo el presidente. Entonces es una parte que es interesante ver el impacto en lo que se habla, pero aterrizándolo al día de hoy, aún en un escenario como el de la Agencia Internacional estamos hablando de por lo menos 4 mil 500 pozos que se requerirían de 2025 a 2040. O sea 4 mil 500 pozos, estamos hablando de 5 millones, 6 millones (de dólares) por pozo, es una cantidad bárbara. Ahora sí que calculamos nosotros tanto la inversión en perforación, pero también todo lo que requiere ─infraestructura, caminos, todo lo que se puedan imaginar─ y estamos hablando que para producir el escenario de la Agencia Internacional de Energía, serían alrededor de 40 mil millones de dólares en capex, a lo largo de los siguientes 20 años. O sea, estamos diciendo que esto es 4 veces el presupuesto de Pemex Exploración y Producción este año.

 

Pablo Zárate: ¡Wow! es una cantidad tremenda. Oye siguiendo con la pregunta de Manuel de alerta de riesgos, esencialmente hay tres temas que surgen en la conversación, que generan ansiedad.

El primer tema, que es muy evidente, es: tanto el uso de agua como lo que algunos dicen es el potencial de contaminar el agua; el segundo es este tema de sismicidad inducida que también genera entendiblemente bastante ansiedad, hay que desempaquetarlo y a partir de eso salen una serie de informaciones que encuadran la conversación correctamente y, el tercero, son las fisiones de metano. El fraking, curiosamente el desarrollo del recurso shale, muchos apuntan a que ha sido de los principales mecanismos o vehículos que ha utilizado Estados Unidos para poder estar hablando hoy de cumplimiento con las metas de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. O sea, que si ves todas las políticas y todas las cosas que pasaron, el único cambio de gran calado fue el incremento a la producción de gas natural; la incorporación o la sustitución más bien de centrales de carbón, hablando de la situación de México, por centrales de gas natural, y como eso alineó toda una agenda que es un poquito más verde.

Pero, por supuesto, esto tiene sus detractores y hay estos tres temas.  ¿Son temas a los que le has echado ojo de manera puntal Pablo? ¿Hay algo que nos puedas comentar de aguas, sismicidad y metano?

 

Pablo Medina: Le hemos echado ojo, sí. Nos enfocamos en una parte comercial de inversión, pero lo que vimos en este tema es que también varió bastante. Pongámonos a pensar, el desarrollo no convencional en Burgos, una región obviamente con escasez de agua en muchas partes, es muy distinto a hacerlo en Chicontepec, y muy distinto hacerlo en Tabasco. Entonces, aquí es donde se requiere una sofisticación alta de parte del regulador para poder tener regulación que sea ajustable a cada escenario y no querer hacerlo de manera arbitraria y a rajatabla y decir : “todo mundo aplica aquí lo mismo”.

Porque, a grandes rasgos, la operación del no convencional sí difiere de lo que se ha visto hasta el momento, pero la operación petrolera también es bastante similar. No olvidemos que es igual hacer las instalaciones, igual traer a plataforma, igual perforar los pozos. Lo que cambia es que estás perforando más pozos y estás, tal vez, inyectando más agua. Pero, para efectos prácticos, la enorme mayoría de lo que conlleva perforar un pozo ─o hacer cinco, seis de ellos en las mismas direccionales, que es lo que se hace en muchas partes del país ya─ pues no es tan distinto eso. Entonces, yo creo que la parte aquí sí es el tema del agua, es un tema de relaciones públicas clave, porque es donde mucha gente se queja, en especial los grupos agricultores o los ganaderos.

Les doy un ejemplo y ahorita vuelvo a esto, de alguien de otro país que está pasando por pruebas similares que es Colombia. Colombia que produce 800 mil barriles diarios, 900 mil, llegó a un millón, pero digamos que está en menos de un millón actualmente. Ecopetrol, una vez más empresa pública pero cotiza en bolsa, diría yo de lo mejor que hay en Latinoamérica en temas estatales. Aguas profundas, están intentando tanto en sus propias costas como en México y en el golfo de México estadounidense. Entonces aguas profundas echando ojo, en campos maduros viendo recuperación mejorada con socios y ahora ¿qué más dicen ellos que quieren hacer? Le llaman los cuatro pilares: aguas profundas, recuperación mejorada, tienen mucho efectivo a invertir, pero el cuarto es el no convencional, y el no convencional en Colombia se llama La Luna. Vaca Muerta en Colombia es La Luna, y La Luna tiene mucho potencial. Es otra área madura de hace años pero está al lado de la refinería de Barrancabermeja, entonces los costos de producción o de transporte son bajísmos y Ecopetrol sabe que es una oportunidad increíble.

Gente como ConocoPhilips por ejemplo, estuvo interesada o sigue interesada porque tienen activos en Colombia, pero el problema ha sido legislativo. No los dejaban completar los posos horizontales, ¿por qué? porque se volvió un tema muy político en las últimas elecciones, en las cuales se volvió más allá de la realidad, se volvió tema de dimes y diretes, y eso es algo que México tiene que evitar, porque lo que le pase a Ecopetrol y a Colombia es que tienen pocas reservas ─porque esa es la realidad de Colombia, tienen pocas reservas─ y se están dando un tiro en el pie, por llamarlo así, al prohibir, basicamente no permitiendo desarrollar el no convencional y el presidente Duque, actualmente, está metiendo iniciativas para que Ecopetrol haga piloto primero, para que la gente se vaya acostumbrando, vaya entendiendo de qué se trata esto, involucrando muchísimo a la sociedad a través del ministerio de energía, a través de la ANH y de Ecopetrol. Y eso está haciendo que el diálogo sea más juvenil, la gente entienda porque es que conviene eso ¿no?, pero hay veces que Argentina, siempre nos vamos porque es el caso exitoso, pero Colombia también es el caso en el cual están tratando de arrancar y México también puede aprender acerca de eso.

 

Pablo Zárate: Eso creo que está muy interesante. De alguna manera digamos las petroleras que están en una posición entre comillas envidiable, podríamos hablar de Ecopetrol que ha encontrado una posición bastante sólida y ahí digamos hay esperanza sobre futuro de Ecopetrol. YPF también ha logrado generar una narrativa de crecimiento entorno a su desarrollo en Vaca Muerta. Parece que estas dos para empezar son los grandes campeones del shale en sus países. El caso de Petrobras es un poquito diferente, pero podríamos decir que Petrobras encontró su nicho en ser campeón de las aguas profundas en su país y en el caso de Petróleos Mexicanos, tenemos un Petróleos Mexicanos que está siendo el campeón de las aguas someras maduras mexicanas, hay una diferencia gigantesca aquí.

En uno estamos hablando de las firmas nacionales apuntando hacia el futuro y diciendo: “tenemos que ser líderes, tenemos que ser líderes hacía el futuro” y en caso de Petróleos Mexicanos diciendo: “tenemos que volcarnos hacia lo que ya hicimos con las técnicas que ya sabemos usar y apostarle todos nuestros recursos a esta dirección. ¿Qué está diciendo Petróleos Mexicanos sobre el desarrollo de Shale? ¿Tienes identificada ahí una conversación?

 

Pablo Medina: Viendo y partiendo del presupuesto de egresos de este año estarían invirtiendo, 150 millones de dólares en pilotos, esos son 20 a 30 pozos entonces eso es positivo, pero luego llega una mañanera.

 

Pablo Zárate: Te voy a interrumpir Pablo, hoy Petóleos Mexicanos está invirtiendo en shale, aunque sea poquito pero está invirtiendo en shale.

 

Pablo Medina: Lleva invirtiendo en shale desde 2012, sino es que antes. Dejémoslo claro, pozos como Emergente, Anélido, ahora sí que ha habido bastante. Lleva tiempo esto, no es casualidad que casi se lance una ronda de no convencional en México, entonces como bien dices esto no es nuevo, esto lleva tiempo, Pemex lleva echándole ojo bastante para ver el no convencional como hacerlo funcionar pues porque, simplemente, es lo que se ve del otro lado de la frontera está funcionando de manera exitosa, entonces yo creo que  para tu punto Pemex sí ya invirtió en no convencional, lleva haciéndolo ahora sí que años y sigue invirtiendo en no convencional ajeno a lo que diga ahora sí temas de relaciones públicas porque sabes que es una fuente de crecimiento que no se puede dar el lujo de perder.

 

Manuel Molano: Pero son decenas de pozos, contra miles de pozos de lado americano ¿no?.

 

Pablo Medina: Correcto.

 

Pablo Zárate: Pero creo que sí es bien importante porque aunque sea una cantidad simbólica, yo me imagino que hay un equipo en Petróleos Mexicanos que ha dedicado su vida a esto, estamos hablando de técnicos, ingenieros, que tienen la camiseta de Petróleos Mexicanos tan puesta como el resto de los técnicos de Petróleos Mexicanos, que se han especializado en el desarrollo de proyectos no convencionales, que le han ido aprendiendo al tema, que les ha de dar un dolor de panza cada vez que oyen una de estas iniciativas porque, por supuesto adentro de la compañía, me imagino que la espectativa de decir “quizá nosotros podemos ser de aquellos equipos que ilustran hacia donde nos tenemos que mover”

 

Manuel Molano: Y también capital privado mexicano ha explorado este tema en Estados Unidos, entiendo que Alfa, me parece ser, la que tienen inversiones en este tema.

 

Pablo Medina: Correcto.

 

Manuel Molano: Pero aquí yo te preguntaría Pablo ¿Cómo ha resuelto Estados Unidos el tema del agua? Yo sé que en la red hay una lista por ejemplo donde un grupo creciente de operadores, lista cuáles son los jabones y los solventes con los que adiciona el agua con los que se hace la fractura hidráulica. Y me suena también a que en México no nos hace falta agua, lo que nos hace falta es agua en condiciones adecuadas para que la use cualquier industria o cualquier consumidor final, entonces esto debería crear un incentivo enorme para crear plantas de tratamiento de agua, donde hay potencial de fracking ¿no?

 

Pablo Medina: Sin duda y, para lo que tú mencionas, el negocio del no convencional se acaba de convertir en el negocio del procesamiento de agua. Así es como acaba funcionando y de hecho los fondos de capital privado se meten en Estados Unidos, están muy metidos, en tanto el tema de la arena y como el tema del agua porque saben que son los servicios clave para que esto pueda arrancar.

Pero lo que mencionabas por ejemplo el tema de ¿qué estamos diciendo? En mi opinión, lo que interpreto es transparencia. La transparencia es clave porque los operadores aprenden qué diseño de pozo funciona mejor, el público está más contento porque sabes que está sucediendo, la transparencia ayuda en todo y la verdad es que la CNH ha hecho una labor increíble, en poder compartirle al público mexicano qué está sucediendo. O sea, producción por pozo, cuánto metano, etano, isobutano produce cada campo, hay muchísima información que la CNH ha hecho.

Yo creo que hay una gran base, unos cimientos que se podrían usar para darle una transparencia que pudiese incrementar la confianza del público para poder entender mejor a que se refiere esto. Y un punto nada más para no olvidarlo, es que, nadie empezó siendo un gigante del no convencional, es muy típico empezar en pilotos, 30, 40, 50 pozos, entender qué se está haciendo, y luego aumentar la escala conforme estas lecciones pueden ser aplicadas, como les digo puede ser algo tan sencillo como cambiar el ángulo de un pozo en tal reservorio, y luego decir sabes qué, el tener las fracturas demasiados cercanas tenemos que ampliarlo, es decir, esa es la fase en donde empiezas con los pilotos, experimentas y luego llegas a estar en escala industrial llamémosle así.

Argentina aún con lo que lleva sigue estando en etapa de experimentación, hay de repente quienes escapan y revientan, por ejemplo, Tecpetrol en Fortín de Piedra en Argentina le fue increíble. Argentina tenía subsidios al gas no convencional en el cual dijeron algunos operadores “oye yo puedo producir mucho más que lo que hago ahorita” invirtieron una cantidad fortísima e incrementó la producción de tal manera que bueno, en fin, Argentina se quedó sin dinero para pagar el subsidio de gas que había prometido, esa es una lección para recordar.

Pero mi punto sigue siendo que este su negocio en el cual puede arrancarse rapidísimo, pero no podemos pecar de soberbios y pensar que la industria nos va esperar a nosotros solo porque lo estamos pidiendo.

 

Pablo Zárate: Esto que estás diciendo me recuerda a la conversación que tuvimos hace 15 días con el ingeniero Francisco Garaicochea, uno de los consejeros independientes de Petróleos Mexicanos que acaba de asumir su posición.

La postura que aquí nos expresó tenía esencialmente dos vertientes: por un lado nos dijo: “a mi el shale no me convence porque no es rentable hacer shale ahorita en México”, creo que hay una conversación interesante para tener por ahí;  y la segunda cosa que nos dijo es “el estado mexicano si tuviera un interés estratégico en el desarrollo de alguna cuenca o algún tipo de recursos, debería de voltear a ver políticas como los precios de garantía” que es similar a lo que estás describiendo, entonces creo que hay una conversación interesante a tener por ahí, pero empezando por lo primero ¿Shale es rentable o no ahorita? y ¿Qué significa eso en dos años? O sea los costos y los precios son, -los precios claramente no-, pero ¿los costos son estáticos o evoluciona?

 

Pablo Medina: No, los precios evolucionan bastante, ahora sí que las economías de escala son clave en esto. Te doy un ejemplo: en Vaca Muerta la gente empezaba moviendo ahora sí que arena, grano, luego intentaban armarla y mandarla en sacos, en vez de mandarla en sacos, no había trenes con suficiente capacidad, los caminos no existían, es decir, la gente se estaba ajustando para ver de dónde traían a veces arena para Estados Unidos porque no habían descubierto arena que fuese de la calidad necesaria dentro de Argentina, ya lo hicieron, pero esa arena se encuentra cerca de Buenos Aires que no esta cerca de Neuquén.

Es decir, hay mucha inversión que se requiere en el no convencional pero que una vez que vas lográndolo, esto básicamente te disminuye tus precios unitarios, entonces es algo que evoluciona 100 por ciento.

Otro punto que no podemos perder de vista es que, yo creo que el enfoque inicial del no convencional en México tiene que ser ir tras de líquidos, si estos líquidos traen gas como es el caso. Otro ejemplo pero del Permian donde es los líquidos donde se busca y el gas viene porque viene en combo al punto de que a veces los precios negativos porque tiene que pagarle a alguien que se lo lleve.

En México yo creo que el tema debería de ser los líquidos, porque los líquidos se pueden mantener a un precio de mercado, no hace falta subsidiar y malgastar dinero en eso, yo creo que sería un gran inicio para probar con las economías de escala, en esos pilotos ir aumentando y luego, si hay alguien que quiere jugar en el no convencional, en el gas, el gobierno lo que puede hacer es jugar con las regalías, que al día de hoy la regalía para el no asociado, es distinta que la del el gas asociado y entonces yo creo que hay maneras de hacer eso sin necesariamente tener que llegar a subsidiar, que luego esas distorsiones son complejas y se puede abrir la caja de pandora.

Pero les doy un ejemplo del no convencional que es aplicable aquí: lo que les hablé de Burgos, Tampico-Misantla y esos campos en el sureste, pagan 150 millones de dólares solamente por usar la superficie del gobierno mexicano, su impuesto de derecho de extracción y derecho de exploración, se pagan de todos los activos que están en riesgo al día de hoy produciendo 130 millones de dólares, entonces imagínense lo que podría llegar hacer el no convencional con sus enormes áreas y obviamente habría que ajustar esto, pero lo que quiero decir es que es un tesoro que aún ni siquiera, o sea todo mundo puede ganar, el gobierno puede incrementar sus regalías, el gobierno puede incrementar empleo, inversión, Pemex puede verse mucho más experimentada y aprender otras cosas que tal vez no pensaba y que mejor puede hacer, que  hacer esto de una manera correcta. Yo creo que no somos los primeros, ni pioneros que entenderían y decir “uy si somos los primeros será que lo hacemos bien o no”, estamos llegando a un extremadamente madura en la cual los reguladores del lado estadounidense, los colombianos, los argentinos está más que dispuestos y ya lo hacen, van a México a platicar de sus experiencias. Yo creo que no le tendrían miedo por no entender algo, si no buscarían cómo entenderlo porque el conocimiento está ahí.

 

Manuel Molano: Pablo tú te dedicas a hacer datos grandes y encontrar datos donde nadie se imaginaba que los había para la industria petrolera , lo cual me parece por cierto un trabajo fascinante y te felicito por hacerlo. ¿Tú dirías que se pudiera construir una escala donde pudiera yo ranquear los yacimientos de cualquier país, del más difícil al menos difícil y que las regalías estuvieran en función de eso, mientras más difícil como gobierno pido menos regalías, mientras menos difícil como gobierno pido más regalías?

 

Pablo Medina: 100 por ciento, los regímenes fiscales la gente luego se asusta cuando lo escucha, ¿qué es producción compartida? ¿qué es concesión? A no “no  es concesión” estamos hablando de licencia. Entonces siempre ha habido como un tabú, entonces yo lo que quisiera decir a la gente, el régimen fiscal per se nunca es malo, cualquier régimen fiscal se puede ajustar como uno quiera. Uno puede tener una concesión tan increíble para el gobierno que ninguna petrolera quiere entrar, como cualquiera puede tener una producción compartida que es tan bueno para la petrolera que luego otros se quejan en el gobierno.

 

Entonces las regalías se pueden ajustar de mil maneras, les doy unos ejemplos. Regalías como las de México que se ajustan en temas de precio, mientras mayor el precio mayor la  regalía; Colombia por ejemplo, tenía elementos de precio pero también de producción, mientras más grande el campo yo también quiero tener una tajada más grande. Hay otros países que dividen ahora sí regalías para crudo pesado, regalías para gas que se va exportar, es decir, hay millones, no estamo limitados de ninguna manera a ningún concepto, entonces yo creo que sin duda alguna se puede tener ahora sí que un buffet de regalías que haga sentido, tampoco complicar por complicar, ni aumentar la tramitología pero 100 por ciento ahora sí que nosotros cubrimos toda Latinoamérica y vemos una cantidad distinta de regalías y a nadie asusta, porque el final de cuentas es la calibración no la regalía que le preocupa la gente.

 

Manuel Molano: Excelente Pablo que buena charla, te lo agradecemos muchísimo.

 

Pablo Zárate: Muchas gracias Pablo, oye nada más para cerrar recuérdanos los datos por favor que teníamos al inicio, o sea prohibir el fraking implicaría cerrar 8 mil pozos. Hacer un right  down, de ¿cuántas?

 

Pablo Medina: Del 40 por ciento de las reservas 3P del país.

 

Pablo Zárate: 40 por ciento de las reservas 3P si se pasa la reserva de ley, que pretende prohibir el fraking en nuestro país.

 

Pablo Medina: Se pierden 140 mil barriles.

 

Pablo Zárate: Sé que estás trabajando en un estudio bastante robusto de esto, muchas gracias porque además nos está regalando algunas primicias de los datos que va publicar, estaremos pendientes, por favor mándanoslo en cuanto lo publiques, le vamos a echar un ojo.  El siguiente punto es: no sé si ya llegaste a ese punto del estudio, pero le podemos asociar algún costo monetario a Petróleos Mexicanos de este tipo de medidas.

 

Pablo Medina: Se pudiese digamos que lo que hemos visto hasta el momento es inversión perdida que, obviamente inversión perdida teniendo, a ver, pongámoslo en producción. Ahora sí que podemos empezar por ahí, estamos hablando de 140 mil barriles diarios de petróleo que se pierden y 1.2 billones de pies cúbicos también. Entonces eso de entrada habla bastante porque estamos hablando del casi 10 por ciento de la producción del país de petróleo y el 30 por ciento de la producción de gas.

Entonces, yo creo que ese impacto, en sí, que para qué hablamos de desarrollar Lakach en aguas profundas con gas si vamos a perder la enome mayoría de la producción en Burgos. Entonces, de entrada esos números son numeros de producción, que dudo yo que las calificadoras sean conveniente un Right up del 40 por ciento de las reservas 3P. Ajeno al no convencional, que tenemos un potencial absurdamente bueno, estamos hablando de al día de hoy ese es el impacto.

Y, por ejemplo, estamos hablando realmente de 17 billones de dólares de aquí a 2040 en inversión que no se realizaría. Entonces, es un tema que aún para Pemex es en dónde me enfoco si tal vez me quitas esta posibilidad de hacer lo que venía yo haciendo.

Entonces, por darte un ejemplo, Pemex en aguas someras, claro un campeón en esa área, pero estás hablando de costos fijos operativos altísimos, son ciudades flotantes ¿no?, y conforme menos producen esos ¿Qué pasa? Unitariamente te sale más caro producir ese petróleo. Yo no creo que Pemex está para que le pongan limitaciones externas dada las fragilidad de sus finanzas públicas, entonces en el estudio, cuando lo publiquemos, se los enseñamos estos datos en específico, pero para centrarse es 40 por ciento de las reservas 3P correrían riesgo y estamos hablando de una cantidad bárbara de producción, 10 por ciento de petróleo y 30 por ciento de gas.

 

Pablo Zárate: Tremendos datos y tremenda conclusión.

 

Manuel Molano: Si en la audiencia hay diputados y senadores, cosa que yo no dudaría o si usted que nos ve tiene un amigo diputado, senador, coméntele estos datos, que por favor vea la entrevista de Pablo Welligence, me parece un referente muy importante en el tema y muchísimas gracias.

 

Pablo Zárate: Oye y que Petróleos Mexicanos se pongan las pilas, los ejecutivos de Petróleos Mexicanos se pongas las pilas porque van a perder un activo importantísimo aquí y el otro que diría es los gobiernos estatales, estamos hablando de Tamaulipas, veracruz, Coahuila, estamos hablando de distintos estados de la República que estarían perdiendo un activo importantísimo

 

Manuel Molano: Quizá Chihuahua.

 

Pablo Zárate: Estarían perdiendo un nivel de actividad importantísimo y deberían de tomar nota de estos números. Pablo muchísimas gracias, super interesante.

 

Pablo Medina: Gracias, hasta luego.

 

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