Así puede ser la 'prueba piloto' del fracking en México

Las autoridades energéticas de México por fin decidieron lanzar la primera licitación dirigida a subastar bloques donde puede existir una de las mayores reservas mundiales de petróleo y gas atrapada en las llamadas rocas de lutitas (shale), y que requerirán de la fractura hidráulica o fracking para su explotación.

En la parte noreste del país existe el potencial de encontrar este tipo de yacimientos debido a que, por casi dos décadas, un ejército de compañías ya explota este tipo de recursos en Estados Unidos. Su impacto ha sido tan grande que, derivado de esta producción, el país vecino extrae cerca de 5 millones de barriles de crudo tan sólo de este tipo de formaciones, casi la mitad de toda su producción diaria promedio.

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Ahora, la licitación que el gobierno mexicano prepara para la Ronda 3.3 pondrá a prueba si la iniciativa privada puede descubrir si México tiene el potencial para tener su propio ‘boom’ con el shale oil y el shale gas.

Esta primera subasta será una prueba piloto para saber qué rumbo tomar en un tipo de yacimientos que, en realidad, sólo ha tenido éxito probado en el país vecino, aunque hay otras naciones que intentan replicarlo.

¿Pequeñas o grandes empresas

?

Las condiciones de la licitación para la Ronda 3.3 no dejan claro qué tipo de empresas pueden interesarse.

Las condiciones financieras y tecnológicas sugieren que las empresas pequeñas y medianas podrán participar. Sin embargo, la extensión promedio de 300 kilómetros cuadrados por bloque es mayor que el promedio con el que se suele trabajar en Estados Unidos, dice Gonzalo Monroy, director general de la consultora GMEC.

“Yo lo veo como una prueba piloto. Porque vamos a ver cómo serán los resultados de la licitación, y veremos si se decanta más hacia un modelo de empresas pequeñas o de empresas grandes”, añade.

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El auge del shale oil y del shale gas en el sur de Estados Unidos se dio cuando las empresas pequeñas y medianas tomaron el mando de la explotación.

Los pozos de este tipo de hidrocarburos producen menos que los convencionales, por lo que las empresas requieren moverse en cortos periodos de tiempo para perforar cientos de pozos y hacer el fracking. Sólo así vuelven rentables los proyectos, algo que no sucedía cuando se involucraban las grandes petroleras.

Pero las empresas con experiencia y tecnología para realizar este tipo de trabajos en el país vecino no han mostrado el interés o la capacidad para migrar a otras latitudes.

Es decir, tienen una mayor aversión al riesgo a buscar nuevas fronteras, por lo que no es seguro que quieran participar en el mercado mexicano, considera el vicepresidente de la consultora Wellingece Energy Analytics, Pablo Medina.

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“Los accionistas de este tipo de empresas, que iniciaron el boom del shale en Estados Unidos, suelen premiar a sus empresas por quedarse en territorio estadounidense”, dice el especialista.

El caso argentino

Argentina muestra la otra cara de un modelo que, si bien no ha producido resultados, parece ir por buen camino.

Las grandes petroleras, como Chevron, Exxon, Shell o Petronas, han apostado por asociarse con la petrolera nacional argentina YPF para explotar la zona de Vaca Muerta, una de las mayores reservas de recursos no convencionales en el mundo.

La participación de la firma nacional les ha otorgado acceso a amplias extensiones de tierra, agua y carreteras para que las grandes transnacionales aporten la tecnología en el desarrollo de esta área.

“Ahí ya tienen comprometidas gran parte de las inversiones. Aunque falta ver si el modelo está funcionando o no. Eso lo veremos en los próximos años”, dice Monroy.

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Las dimensiones de los bloques en México pueden atraer a este tipo de grandes empresas, pero las condiciones económicas pueden jugar en su contra. A diferencia de Argentina, que depende del suministro de gas natural de países como Bolivia, la parte norte de México tiene acceso a los precios del gas natural más bajos del mundo, gracias a los productores de shale gas de Estados Unidos, apunta Medina.

“Incluso, con precios artificialmente altos, el desarrollo de Vaca Muerta fue complicado. Así que debemos tener paciencia en el caso de México”, advierte.

Las comunidades, el gran reto

Además el tema de las comunidades en Argentina es menos complicado que en México, por lo que esto le añade más complejidad al desarrollo de este tipo de recursos.

“Lo que me preocupa a bote pronto es el tema de las comunidades. Esto se puede politizar con facilidad”, dice Medina.

La Secretaría de Energía (Sener) se encarga de hacer el primer estudio de este impacto a las comunidades. Luego, las compañías ganadores deben llegar a un acuerdo con los habitantes para que reciban beneficios por la explotación de esos terrenos.

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Pero el tema de las comunidades en el norte del país puede ser menos conflictivo que en los estados del sur del Golfo de México, considera Monroy.

El analista también destaca como factor positivo la infraestructura que existe tanto para el transporte de gas natural como de caminos, debido a que los bloques se ubican dentro de la cuenca de Burgos, donde Pemex lleva años explotando pozos de gas seco convencionales.

Las autoridades en materia energética, ambiental y agua han publicado regulaciones específicas para la explotación de este tipo de recursos, por lo que el gobierno espera que los proyectos puedan atraer inversiones de hasta 2,340 millones de dólares en caso de llegar a adjudicarse, y llegar a la etapa de producción.

La plataforma petrolera del país ha caído en casi 1.4 millones de barriles de petróleo desde su punto máximo en 2004, mientras que el país importa cerca del 84% del gas natural que consume en el país, por lo que el shale se convierte en una nueva esperanza de levantar de la lona a la producción petrolera mexicana.