Gobierno de Peña deja al sector petrolero en ruinas
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Durante el actual gobierno, la producción petrolera ha caído en 100 mil barriles diarios y podría descender aún más en los próximos años. Esta crisis ha derivado en la importación del 80 por ciento del gas y más del 50 por ciento de gasolinas y diésel que se consumen en el país. Pese a ello, sólo cuatro de siete refinerías funcionan
La
peor visión catastrofista no podía prever la situación en la que
Enrique Peña Nieto deja a la industria petrolera de este país. Desde
2016, somos importadores netos: dependemos de los energéticos que
Estados Unidos pueda enviarnos, situación, en algunos renglones,
insostenible.
Ejemplo de ello es que
el 80 por ciento del gas que se consume en el país, fundamentalmente
para generar electricidad y calentar agua, es importado; y que un puñado
de refinerías texanas nos abastecen de más del 50 por ciento de las
gasolinas y diésel que se usa para el transporte. Y es que cuando inició
el sexenio de Peña teníamos seis refinerías y hoy ya sólo están
funcionando cuatro.
En este contexto,
parece inconcebible que el ahora secretario de Hacienda y Crédito
Público, José Antonio González Anaya, fue a decirles a los diputados,
durante su comparecencia con motivo del último informe del presidente de
la República, que refinar petróleo crudo no es negocio. En otras
palabras, justificó la política de ir cerrando el changarro.
Crisis de los petroquímicos
Algo
similar ocurre con los complejos petroquímicos. Po ejemplo, el
desmantelamiento del complejo petroquímico Camargo, en Chihuahua, que
fue ordenado en 2016 por el actual secretario de Hacienda, doctor
González Anaya, en ese entonces recién llegado a la dirección de
Petróleos Mexicanos (Pemex), desde luego con la aprobación del Consejo
“profesional” de la empresa “productiva”.
Esa
planta presentaba algunas dificultades operativas y la anterior
dirección de Pemex había aprobado un proyecto de rehabilitación que
estaba en marcha, con una inversión realmente modesta: unos 70 millones
de dólares, en ese entonces 500 millones de pesos (como puede verse es
una suma menor a la de los aguinaldos que los 500 diputados cobrarán
este 2017).
El líder de la Sección 21
del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana,
Ricardo Muñoz, explicó que apenas asumió la dorección de la petrolera,
González Anaya “tumbó” los proyectos de su antecesor, lo peor, el actual
secretario de Hacienda ignoró que ya se habían realizado inversiones
por 80 millones.
Como puede verse la élite en el gobierno, decide tirar a la basura millones de pesos porque no hay nadie que les pida cuentas y les imponga sanciones.
La caída de la producción
México
ya no produce los combustibles que consume, ahora es Estados Unidos el
que nos abastece. Ése país anuncia que está dando mantenimiento y
preparando sus plantas para que los mexicanos tengamos suficiente
combustible para la temporada decembrina.
La prensa gringa
informa que funcionarios mexicanos fueron a tocar sus puertas para
asegurar embarques y prevenir una escasez como la de 2016 y el
consecuente gasolinazo que la élite intenta evitar por lo menos en el
periodo electoral.
Durante
el actual gobierno, la producción ha caído en 100 mil barriles diarios,
como promedio anual; para septiembre de 2017 se ubicó en 1 millón 700
mil, algo que “será temporal” mientras los campos de la reforma
energética ya entregados empiezan a producir, replica la propaganda
oficial.
El cuadro 1 muestra los 10
proyectos de los que depende la producción nacional y ahí puede verse
que el más importante, KZM, aporta casi la mitad de ella. Pero, al
desagregarlo por campos, se observa que el Ku está en completo descenso,
Zaap en meseta y el único en lento crecimiento es Maloob. Sólo este
dato muestra que para el siguiente sexenio la producción aceitera puede
descender aún más precipitadamente.
Otros
renglones sobre los que es importante detenerse son los relativos a la
producción de ligeros, hay un descenso leve en Litoral Tabasco, más
pronunciado en Abkatún-Pol-Chuc y dramático en el proyecto Crudo Ligero
Marino, que sólo en este sexenio se ha desplomado en más del 50 por
ciento de su producción. Este tipo de aceites es imprescindible para la
carga de las seis refinerías mexicanas, que no están diseñadas para
recibir crudos pesados.
En el momento
presente, una producción de poco menos de 2 millones de barriles
diarios, apenas es suficiente para la carga de las refinerías
existentes, ¿cuál es el excedente de exportación?, ¿es sostenible la
política de exportaciones, con un excedente cada año más reducido?
Refinerías abandonadas
Las
seis refinerías que aún con grave deterioro, sobreviven, son propiedad
de la nación y si se atienden los intereses nacionales deben ser
rescatadas, no pueden quedar oxidándose.
Un
colega que recientemente recorrió las plantas de la refinería en Ciudad
Madero, Tamaulipas, reporta que es tal el grado de abandono que ni
siquiera pintura han recibido. Pero me parece que cualquier
planteamiento sobre superar la dependencia de las importaciones de
combustibles y elevar la capacidad nacional de refinación tiene que
partir de las características de nuestra dotación geológica.
Más
del 50 por ciento de las reservas de petróleo de México es de aceites
pesados, incluso tenemos varios campos vírgenes, empezando por Ayatsil,
para el cual, en un caso similar a la petroquímica de Camargo, el actual
secretario de Hacienda decidió suspender actividades, a pesar de que ya
tenía construidas tres plataformas que hoy están oxidándose en alta
mar.
¿No podría iniciarse la
construcción de siquiera una planta pequeña de proceso de pesados para
aprovechar las inversiones ya adelantadas? Un gobierno preocupado por la
gente podría detonar varios proyectos de pesados en diversas entidades
para crear empleo regional.
El caso de Tabasco
Desde
la década de 1990, registros de los pozos demostraron que aún queda un
volumen interesante de reservas de pesados y ultrapesados en los
yacimientos de Samaria Terciario y Samaria Cretácico y otros como Íride y
Platanal.
Sólo
el primero, Samaria Terciario, ha sido evaluado con un volumen original
de aproximadamente 650 millones de barriles, con la ventaja de que se
ubican en profundidades someras de 600 a 900 metros y los ultra pesados
de 1 mil a 2 mil metros. La temperatura de la formación es de 45 a 65
grados centígrados, por lo que el aceite se comporta como un fluido al
subir a superficie y disminuir su temperatura se convierte en viscoso,
pero ello puede atenuarse con calentamiento in situ y mezclas.
Estos
campos se han explotado desde la década de 1960 el somero, y desde la
de 1970 el Cretácico que es más profundo; en 2009 fueron los primeros
campos mexicanos donde se llevaron a cabo pruebas piloto de inyección de
vapor para la explotación de crudos pesados y extra pesados en algunos
pozos.
Más tarde, en 2011 se extendió
la inyección alterna de agua caliente obteniendo la máxima producción en
mayo de 2014, con una producción de 21 mil 900 barriles diarios. Sólo
con esos volúmenes podría construirse una planta de refinación,
recordemos que en Contralínea hemos publicado listas de
pequeñas refinerías de menos de 20 mil barriles diarios que funcionan en
Estados Unidos (ver las proyecciones del proyecto Samaria).
Proyecciones de producción del proyecto Samaria
Suponemos
que a la fecha es otro proyecto cancelado porque ahora el gobierno de
Peña espera licitarlo en el esquema de asociaciones con el capital
extranjero.
Papantla y otros municipios de Veracruz y Puebla
Para extraer crudos pesados de campos de este municipio del Norte veracruzano, Pemex diseñó pequeñas plantas de calentamiento in situ
para aseguramiento de flujo, que unidos a otros recursos como el empleo
de bombeo mecánico, las llamadas bimbas por la población, ha permitido
aumentar la longevidad de los pozos que en esas formaciones son de
producción intermitente.
Con la combinación de diversas técnicas como las perforaciones direccionales y horizontales, sin realizar fracking,
reparaciones, bombeo, mejoradores de flujo, tubería flexible, en el
pasado se pudo elevar la producción; no ignoramos que se producen, aún
hoy, constantes protestas de la población por frecuentes derrames y
contaminación del agua, pero ellos se deben a la falta de mantenimiento y
renovación de tuberías cuya causa es el desvío de recursos y escamoteo
de inversiones, por lo que, en este como en todos los proyectos se
requiere una nueva política de transparencia y verdadero respeto y
atención a las demandas de las comunidades.
El
objetivo explícito en estos proyectos debería ser no la exportación
sino la creación de empleo regional, y la elaboración de diésel para
motores pesados, para tractores o diésel marino para apoyar la pesca, se
trataría de proyectos que intenten mejorar la relación con las
autoridades locales como un recurso para ir disminuyendo el saqueo de
los ductos.
Reservas de gas, en espera de que levanten los precios
Igual
que el gobierno de Peña Nieto suspendió los proyectos de crudos
pesados, cortó presupuesto del desarrollo ya iniciado del campo de gas
Lakach y de varios pozos en el Cinturón Plegado Catemaco, frente a las
costas del Sur de Veracruz, en donde se han perforado ocho pozos
descubridores de gas húmedo, ordenados por fechas de su descubrimiento:
1) Noxal, 2) Lakach, 3) Lalail, 4) Leek, 5) Labay, 6) Lakach
Delimitador, 7) Piklis y 8) Nen. Todos sabemos que los precios están
desplomados y que es más barato importar el metano, un componente al que
en Estados Unidos se le separan previamente los licuables, los
condensados como etano y el propileno arranque de la cadena de
fabricación de los plásticos.
Los
gobiernos estatales deberían defender los recursos de sus entidades y
luchar para que las reservas de gas húmedo de esos campos y otros en
Litoral Tabasco no sean usados como combustible para quemar en las
plantas de ciclo combinado, sino como materia prima para su
transformación en las petroquímicas podrían desarrollarse para detonar
las cadenas del etano y del polipropileno del que se obtiene excelente
material de construcción que podría apoyar la reconstrucción de miles de
casas destruidas por los sismos en el Sureste donde hay millones de
gentes desalojadas de sus viviendas.
¿Habrá petroleo nuevo para el sexenio 2018-2024?
Las
empresas privadas hoy aportan un porcentaje muy reducido de la
producción, como puede verse en el cuadro en estas notas y es muy
incierto que sus aportes contribuyan a detener la declinación en los
próximos años.
A la fecha, los únicos descubrimientos son Zama-1, y las extensiones de campos que ya habían sido descubiertos por Pemex y que se entregaron a los italianos de ENI.
Parecería
que, en la visión del gobierno, la gran esperanza son las aguas
profundas, pero en ese segmento las primeras producciones comenzarán
hasta la segunda mitad de la próxima década, es decir, después de 2024.
Todos
los proyectos en tirantes de agua más allá de 500 metros son de larga
maduración, entre 8 y 10 años, según lo muestra la experiencia
internacional. Los primeros pozos cerca de la frontera, los del proyecto
Great White en Estado Unidos, empezaron a descubrirse a fines de la
década de 1990, pero sólo arrancaron hasta abril de 2010, más tarde, en
2005 se descubrió Jack, que inició operaciones hasta 2015.
En
las aguas territoriales de México el campo más cerca del desarrollo
podría ser Trion, que será explotado en asociación con una petrolera
australiana, desde sus pruebas algunos pozos presentaron problemas de
“arenamiento”, similares a los que tuvo su análogo, el Jack en las aguas
de Estados Unidos, por lo que, inferimos que podría arrancar
operaciones hasta la segunda mitad de la década 2020-2030. En el caso de
Supremus-Maximino, Nobilis y Chachiquín todavía es muy temprano para
adelantar proyecciones de producción.
Hoy,
hasta los altos funcionarios advierten que tendremos producción
mexicana en aguas profundas “lo más rápido”, hasta después de 2024,
citamos las declaraciones del comisionado Héctor Moreira, de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos:
“Es muy importante para México desarrollar los proyectos en aguas profundas [textualmente dijo “incredibly important”] pero el desarrollo del área no comenzará hasta 2024 en el caso más rápido” [at the earliest] (Tomado de una entrevista de Bruce Beaubouef, “Industry revs up interest in offshore Mexico”, Offshore, volumen 77, número 7, julio de 2017).
¿El fracking elevará la produccion petrolera?
Pretender elevar la extracción petrolera con el fracking
es un desafío a un sector hoy ampliamente movilizado contra el
extrativismo minero y petrolero, no sólo en Veracruz y Puebla sino en
varios municipios de distintas entidades.
Algunos creen que sólo la población campesina sería afectada, pero hay que recordarles que Pemex perforó varios pozos con fracking
en un municipio cercano a Monterrey, entre ellos el pozo llamado
Tangram, e inmediatamente surgieron reclamos de que este pozo, y otros
de Burgos, estaban provocando sismos que amenazaban con agrietar la
cortina de la presa “El Cuchillo”, cercana a Monterrey.
Es
importante que un funcionario de la Comisión Nacional del Agua, el
ingeniero Ernesto Romero, director de Infraestructura Hidroagrícola de
la cuenca del Río Bravo fue quien relacionó –en declaraciones públicas
hechas en marzo de 2014– los movimientos telúricos con las perforaciones
y los frackings.
Unas semanas más tarde en La Jornada
se publicó el reportaje de Sanjuana Martínez documentando con
fotografías los daños en las viviendas en varios municipios cercanos al
pozo Tangram.
Nueva etapa del shale gringo e impactos para México
Hemos seguido la experiencia del fracking
en Estados Unidos, y en esta revista hemos intentado explicar que su
desarrollo exige 1) perforación incesante, 2) ingentes volúmenes de
inversión y 3) altos precios, lo que obligó a la “banda de los frackers”
(en un alto porcentaje, rancheros y nuevas empresas pequeñas) a
endeudarse. Al caer los precios del crudo, éstos se vieron atrapados en
una tenaza: por un lado, la caída del ingreso; y, por otro, los pagos de
los intereses de la deuda, devorando un porcentaje cada vez mayor del
flujo de efectivo.
Tengo que confesar
que muchos analistas cada día así como buscamos indicadores de la caída
de KZM buscábamos indicadores del desplome de la producción shale y de
quiebras de la banda.
En 2017, al fin
la reguladora de Texas, equivalente a la CNH, hizo públicas las cifras
de la caída de Eagle Ford Shale, el área estelar: “el Cantarell del shale gringo”.
En el pico de producción, en 2015, alcanzó 1 millón 195 mil 585
barriles; y su producción en el periodo enero-mayo de 2017 fue de 870
mil 352 como promedio diario, es decir ha perdido 324 mil 233 barriles.
Pero eso significa que han agotado sus llamadas sweets spots, sus áreas dulces en EFS: no es el fin de la producción de aquel país, ahora han regresado
a la cuenca Haynesville en la frontera con Luisiana y la actividad se
ha concentrado en el Pérmico al Oeste de Texas y porciones de Nuevo
México.
La lección a aprender es que el shale no sólo depende de la geología, es también una criatura de los altos precios.
Las
consecuencias para México son que anula la hipótesis, ampliamente
compartida, de que bastaría que los precios internacionales alcanzaran
los 50-60 dólares para que la producción en las formaciones shale de México arranque la producción.
En
la prolífica Eagle Ford sólo sobrevivieron las empresas más fuertes,
las que disfrutan de finanzas sanas, las que disponen de liquidez, las
endeudadas ya fueron expulsadas por la crueldad del mercado.
¿Los
contratistas van a correr hacía México después de esa experiencia? Aquí
tendrán costos más altos porque no existe la infraestructura construida
en Texas, en ciertos bloques de la Sierra Madre ni caminos y puentes se
han construido.
Los miembros de la banda del fracking
en México van a tener que esperar que los precios se eleven todavía un
poco más, lo que puede demorarse bastante más de lo que ellos quisieran.
Conclusiones
Un
nuevo gobierno en 2018 quizá podría impulsar el desarrollo de las
escasas y difíciles reservas petroleras que aún nos quedan, pero su
tarea principal debe ser disminuir la demanda de hidrocarburos que
parecería fue inflada en función de los intereses de los fraqueadores texanos y las refinadoras yanquis, restaurar el ferrocarril que privatizó Ernesto Zedillo y, si no quiere terminar como Peña Nieto, no permitir el fracking en México.
Fabio Barbosa*
[PORTADA]
[ANÁLISIS PETROLERO]
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