Ciudad de México, 26 de septiembre (SinEmbargo).– Los inversionistas privados interesados en el sector energético necesitan tener la certeza de que en el país realmente existen los recursos por los que están apostando, de lo contrario, la Reforma Energética corre el riesgo de no dar los resultados que se esperan, principalmente en el rubro de explotación de gas shale, advirtieron consultores y académicos.

La explotación del gas shale es uno de los puntos centrales de la Reforma Energética aprobada por el Legislativo. Lo han mencionado en discursos públicos el ex Secretario de Hacienda y Crédito Público y ahora consultor, Pedro Aspe Armella; también el titular de Petróleos Mexicanos (Pemex), Emilio Lozoya Austin.

A mediados del año pasado, a través de su área de Exploración y Producción (PEP), Pemex anunció su intención de invertir 3 mil millones de dólares durante los próximos cuatro años para perforar 175 pozos de gas y oil shale, lo que sería la primera etapa de un proyecto a largo plazo que contempla la perforación de 30 mil pozos con una inversión total de 175 mil millones de dólares.

Pemex anunció en la llamada “ronda cero”, que reservó la explotación de gas shale en Guerrero, Hidalgo y Coahuila a partir de alianzas con empresarios, de tal manera que extracción se pueda dar para el próximo año.

Sin embargo, en el más reciente reporte, publicado por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), instancia encargada de darle seguimiento a la exploración y extracción de aceite y gas de lutitas reflejó que los cuatro principales yacimientos en producción de gas shale han disminuido aproximadamente en un 80 por ciento su producción, principalmente en el estado de Veracruz.

A pesar de que las inversiones que se esperan en la industria petrolera y particularmente en torno a los proyectos de shale gas, no giran en función de la producción actual de hidrocarburos, “es necesario garantizar la seguridad física a las inversiones que se desarrollen en México, tema que actualmente han puesto sobre la mesa los inversionistas”, dijo Arturo Carranza Guereca, analista de Solana Consultores.

El analista afirmó que en México, la ejecución de proyectos de shale gas es incipiente y la estrategia del gobierno se ha orientado, hasta el momento, al estudio geológico de las cuencas.

Por su parte, Martín Villalobos Magaña, especialista en economía del sector energético de la Universidad de Guadalajara, consideró que esta baja en la producción se debe fundamentalmente a la falta de inversión, así que las reservas probadas de gas shale se siguen manteniendo muy por encima de las expectativas.

“Estas cifras todavía no forman parte de los resultados de la Reforma Energética, es un prediagnóstico basado en las exploraciones que harán que las expectativas suban más”, agregó.

¿CUÁNTO SHALE GAS HAY EN MÉXICO?

Las reservas de shale y oil gas (gas y petróleo de lutitas) en México alcanzan cerca de 60 mil 200 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 15 mil 100 millones tienen perspectivas de ser explotables, según estimaciones del Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), basadas en información de la Agencia Internacional de Energía.

“Desde el 2010 a la fecha, Pemex ha perforado muy pocos pozos, siempre con la intención de iniciar el desarrollo de conocimiento y tecnología en la gestión de este negocio. En este contexto, la disminución de la producción actual de shale gas es un tema que se explica por las condiciones que caracterizan a todos los pozos no convencionales en el mundo, esto es, por su tasa acelerada de declinación”, dijo el analista de Solana Consultores.

Sin embargo, a pesar de no tener una estrategia clara respecto a la explotación y producción del hidrocarburo, el primer proyecto de producción de gas shale registrado en la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) está enfocado a la exploración y posible explotación y producción de las dos cuencas petrolíferas más importantes de México: Sabinas y Burgos.

Dicho proyecto consideró un costo total de 27 mil 335 millones de pesos para un periodo de 5 años.

“Aún falta desarrollar otras condiciones legales, económicas, sociales y ambientales, para lograr sacar provecho de la riqueza de los hidrocarburos convencionales”, afirmó Arturo Carranza, “estamos hablando de un enorme reto del cual, tanto el gobierno como los inversionistas particulares, están conscientes”, agregó.

YACIMIENTOS RESTANTES

En los últimos años, Petróleos Mexicanos ha establecido su producción comercial y sus reservas de hidrocarburos en seis provincias: Sabinas-Burro, Picachos, Burgos, Tampico-Misantla, Veracruz, Sureste y Golfo de México.

Asimismo, se tienen identificadas seis provincias con potencial petrolífero medio-bajo que son la Plataforma de Yucatán, Cinturón Plegado de Chiapas, Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental, Chihuahua, Golfo de California y Vizcaíno, La Purísima e Iray.

Sin embargo, de acuerdo con este mismo reporte, sólo son cuatro pozos los que actualmente se encuentran con la producción principal de gas de pozos en lutitas: “Emergente”, “Percutor”, “Habano” y “Anhélido”.

La explotación del yacimiento “Emergente” comenzó en febrero del año 2011. El punto más alto de su explotación lo alcanzó en marzo del mismo año llegando a más de los 2.5 millones de pies cúbicos diarios de gas. Desde esa fecha ha ido en declive. Actualmente no llega a superar los 500 mil pies cúbicos diarios.

El segundo caso es el yacimiento “Percutor”, cuya explotación empezó en abril de 2012 y tuvo una producción de 2 millones de pies cúbicos diarios. Ahora su producción apenas y rebasa un millón de pies cúbicos diarios.

“Habano”, el tercer yacimiento, comenzó a producir gas shale en el año pasado. Aunque inició con una producción muy baja, los niveles más altos los alcanzó en julio de 2013 llegando a los 6 millones de pies cúbicos diarios. En abril del año en curso registró la mitad de la cifra anteriormente mencionada.

Por último, se encuentra “Anhélido”, cuya explotación inició en marzo del año 2013. Su producción fue de un millón de pies cúbicos diarios. En enero apenas superaba los 200 mil pies cúbicos diarios. Después de este mes, ya no se tiene registros de este pozo.

Asimismo, el reporte de la CNH, establece que actualmente se tiene el registro de 5 pozos exploratorios en terminación, es decir en su última fase, mientras que son 13 los pozos exploratorios terminados.