OPINIÓN: No es 'shale', es innovación
Nota del editor: Gonzalo R. Monroy es director de GMEC, consultoría especializada en modelos de simulación, de producción y rentabilidad para el sector de hidrocarburos. Las opiniones expresadas en esta columna son exclusivas de su autor.
(Expansión) — Mucho se ha escrito acerca del papel de la OPEP en la fijación de los precios internacionales del petróleo, especialmente de la influencia de Arabia Saudita para coordinar recortes entre los miembros del cártel y otros importantes países productores de petróleo. En la última reunión de la OPEP, realizada en Viena el pasado 25 de mayo, se decidió que el recorte de producción sería de 1.8 millones de barriles diarios (mmb/d). El propósito era impulsar la tendencia alcista de los precios del petróleo, por arriba del nivel de 50 dólares/barril. Sin embargo, nada de esto ocurrió.
El West Texas Intermediate (WTI), uno de los precios de referencia, cotizaba un día antes de la reunión de Viena, en 51.36 dólares por barril; apenas dos semanas después ha bajado a niveles de 45 dólares por barril. La razón de esta caída es el aumento en la producción de hidrocarburos en EUA, principalmente de la producción de lutitas (shale). La historia del shale estadounidense, aunque ya bien documentada, no es otra que la de una verdadera revolución industrial y es la razón por la cual estamos en estos niveles de precio.
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Hace apenas 4 años, en mayo de 2013, el WTI cotizaba por arriba de los 100 dólares/barril, y fue la OPEP, especialmente Arabia Saudita, la que decidió en 2014 no recortar su producción, provocando una caída de más de 50% del precio del petróleo en menos de 6 meses. Para la OPEP, la estrategia tendría sentido: bajar el precio y forzar a los productores de alto costo a cerrar o retrasar sus operaciones.
La creencia, en ese momento, es que los productores norteamericanos de shale no sobrevivirían un ambiente de precios bajos al tener precios de equilibrio (precios donde no hay ganancia o pérdida) superiores a los 70 dólares/barril. Y esto ocurrió, parcialmente. Recursos de alto costo, como las arenas bituminosas canadienses, han sido vendidas, rematadas con gran descuento. En el caso mexicano, aunque Pemex no se ha deshecho de activos, la caída de precios obligó a suspender proyectos de alto costo como Chicontepec o Lakach.
Lo que nadie pronosticó en ese momento era la magnitud del proceso de innovación que desató entre los productores de shale la caída de precios; cientos de empresas, las más apalancadas con deuda y sin procesos eficientes sucumbieron ante la quiebra, y las más afortunadas, fueron adquiridas por empresas de mayor tamaño con un portafolio más diversificado. Sin embargo, las empresas que quedaron se embarcaron en una carrera de innovación y eficiencia de costos para mantenerse a flote.
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Los datos están ahí: De acuerdo al EIA, en 2010, en la cuenca de Eagle Ford, Texas, perforar un pozo horizontal (de 3 a 5 fracturas) llevaba alrededor de 10 días, con un costo aproximado de 21 millones de dólares. Un pozo de este tipo, en ese año, producía un pico de 600 a 800 barriles en los primeros meses, para estabilizarse en 200 barriles diarios (promedio). Para 2017, en la misma cuenca, se puede perforar y terminar un pozo multifracturado (5+ fracturas) en 2 días, a un costo aproximado de 6.5 millones de dólares, con producciones iniciales por arriba de 2,500 barriles y manteniendo una producción promedio de casi 1,500 barriles diarios. Esto significa que se puede perforar cinco veces más rápido, a un tercio del costo, con seis veces la producción promedio. Una curva de desarrollo tan acelerada así no se ha visto en ninguna otra industria.
Este avance en costos, eficiencia operativa y producción ha hecho que solo la cuenca de Eagle Ford, contigua a Coahuila y Nuevo León, produzca casi 1.3 millones de barriles diarios, el 65% de la producción nacional mexicana. En el agregado, la producción norteamericana de shale es de casi 5.5 mmbd, y representa el 60% de la producción total del vecino del norte. El nuevo fiel de la balanza petrolera ya no es Arabia, sino Texas nuevamente.
No hay que perder de vista estas dinámicas a la luz de la próxima licitación de recursos no convencionales, anunciada hace unos días por el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell, a llevarse a cabo en julio de este año. Cabe recordar que recursos de shale no fueron licitados en la exitosa Ronda Uno, pues no estaba terminado el andamiaje regulatorio, especialmente el referente a las emisiones y seguridad de las operaciones.
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Es prematuro adivinar si la licitación será un éxito o no, pues faltan elementos clave a definir, como el atractivo de las áreas a licitar, el régimen fiscal (mecanismo de adjudicación, tasas impositivas, valores mínimos), el tema de consulta previa a comunidades, así como el acceso a los sitios, y la seguridad de las operaciones. La industria y la tecnología están ya ahí, y es un gran avance para México embarcarse de lleno en esta carrera de innovación.
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