El futuro del shale en México

04 / JUN / 2018
Petróleo

 

Alfonso Garrido y José Pablo Rinkenbach*

Una de las áreas más interesantes en el sector de exploración y producción de México es la posibilidad de explotar los recursos no convencionales existentes, es decir, shale oil and gas. La presencia de grandes acumulaciones de recursos no convencionales y la cercanía con Estados Unidos han generado una gran expectativa acerca del futuro de los recursos no convencionales en México. Por un lado, existe optimismo debido a la cantidad y calidad de los recursos, pero también existe incertidumbre acerca de la viabilidad económica de su explotación. Lo anterior dependerá en gran medida de la productividad de las formaciones, de los costos de desarrollo, del régimen fiscal que diseñe el Estado Mexicano y de la capacidad de aplicar expeditamente las lecciones aprendidas en Estados Unidos al territorio mexicano.

Los plays de Ojinaga, Eagle Ford y Agua Nueva están distribuidos en las cuencas de Chihuahua, Sabinas-Burro-Picacho y Burgos. Éstos son considerados como extensiones de Eagle Ford en su parte de gas seco y gas húmedo. Por el otro lado, los plays de Agua Nueva y Maltrata están presentes en las cuencas de Tampico-Misantla y Veracruz. Finalmente, las formaciones de La Casita y Pimienta corresponden a las cuencas de Chihuahua, Sabinas, Burgos y Tampico-Misantla, en su mayoría productoras de aceite y gas, las cuales son equivalentes a la formación Haynesville.

La Secretaria de Energía ha estimado recursos prospectivos no convencionales de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, distribuidos en las diferentes cuencas antes mencionadas.  Esta estimación pudiera ser una cota inferior de los recursos existentes, ya que todavía se requieren estudios más detallados que provean más información acerca de las cuencas presentes en México. En síntesis, es importante destacar que existe una gran cantidad de recursos no convencionales en México y que existen importantes similitudes con los recursos de las cuencas existentes en Estados Unidos.

A diferencia de los Estados Unidos, donde la superficie se encuentra atomizada entre una gran cantidad de compañías, en México existe la oportunidad de operar campos de mayor extensión dada la política de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) de establecer un tamaño mínimo de áreas contractuales. Lo anterior podría repercutir en menores costos de descubrimiento, así como en mejores economías de escala de operación, entre otros aspectos.  Lo anterior permitiría explotar los campos utilizando pozos horizontales de gran longitud horizontal y optimizar las necesidades de inversión en infraestructura de superficie y minimizar las posibles afectaciones por la unificación de campos.

Otro aspecto relevante en México es la existencia de una gran cantidad de sweet spots sin explotar, lo cual implica que las compañías que los encuentren primero podrán obtener una posición ventajosa dentro de la industria. Para que lo anterior se materialice, es necesario que los reguladores generen una masa crítica de actividades en shale, es decir, liciten una cantidad importante de campos para la explotación por privados. Lo anterior es crítico para que exista una escala suficiente de actividad que permita el establecimiento de cadenas de suministro competitivas de servicios a pozos con bajos costos, como existe en Estados Unidos, y que se pueda desarrollar infraestructura de transporte superficial para los diferentes hidrocarburos (especialmente de gas, donde debido a bajos precios existen presiones para el uso de infraestructura compartida).

Al observar las cuencas de recursos no convencionales se resalta que las formaciones de shale en el Jurásico presentes en las regiones de Tampico-Misantla y Veracruz conviven con formaciones de tight oil en el Terciario. Dado que esos campos están siendo explotados en la actualidad, existe la posibilidad de generar sinergias operativas en términos de instalaciones de producción y acceso a infraestructura de transporte. Si tomamos en cuenta el hecho de que los hidrocarburos presentes en esta zona son en su mayoría aceite, esto apunta hacia un desarrollo mucho más factible y en el corto plazo vis-a-vis los recursos en Sabinas-Burgos y Burro-Picacho, donde encontramos en su mayoría gas seco y gas húmedo.

El desarrollo exitoso del shale en México dependerá en gran medida de la adopción de mejores prácticas y tecnologías de punta empleadas en los Estados Unidos. Sólo a manera de ejemplo, destacan las siguientes lecciones aprendidas para la explotación rentable de yacimientos no convencionales: el aumento en los laterales de los pozos, incremento de fracturas, reducción en el número y costo total de pozos y la mejor identificación de sweet spots.

El futuro del shale en México
 

Fuente: Cruz, Marcela, et al. “Mexican Unconventional Plays: Geoscience, Endowment and Economic Considerations.”, 2016.

Algunos especialistas en hidrocarburos han señalado que el precio de equilibro para la explotación rentable del shale en Tampico-Misantla oscila entre USD$55 y USD$ 65 por barril (para otras formaciones habría que añadir entre USD$8 y USD$10 por barril), comparables a las cuencas análogas en la Unión Americana.  Sin embargo, dichas afirmaciones han omitido el efecto en reducción del costo de producción derivado del utilizar métodos de commingle de producción (utilizar pozos que produzcan usando más de una formación) junto con otras formaciones como la del Terciario. Lo anterior podría ubicar el precio de equilibro en niveles de USD$40 por barril.

Otro aspecto crítico a considerar para que se materialice el potencial de recursos no convencionales de México es el aspecto regulatorio. En primer lugar, es importante que los reguladores mexicanos definan regímenes fiscales y ambientales que den certidumbre a los inversionistas para reducir el riesgo no geológico asociado a estos proyectos. En la medida que las condiciones fiscales se vuelvan más atractivas, esto permitirá compensar por riesgos asociados al país como son los conflictos sociales y la inseguridad.

El régimen fiscal diseñado para la Ronda 3.3. es un avance en la dirección correcta. El régimen planteado permite una mayor deducibilidad de costos y utilizando la utilidad como base de cálculo para la regalía y no los ingresos brutos. Lo anterior reduce problemas de generación de flujo que afrontan este tipo de proyectos intensivos en construcción de pozos. El régimen fiscal aún deberá resolver cómo atender el comportamiento asintótico de la producción de los pozos. Este tema pudiera ser central para un mercado maduro de shale donde existan muchas operaciones de M&A (mergers and acquisitions).

Otro aspecto ya mencionado es la necesidad de acelerar la disponibilidad de estos recursos por la vía de migraciones y licitación de nuevos bloques para generar la masa crítica necesaria para el desarrollo de este tipo de proyectos. Lo anterior permitirá atraer nuevo capital a este sector ya que México compite a nivel internacional por las inversiones de jugadores en el sector petrolero. Entre más tiempo se siga tardando México en desplegar rondas considerables de recursos no convencionales, más recursos se seguirán destinando a las cuencas en los Estados Unidos. Por lo tanto, los reguladores mexicanos tienen un papel de gran importancia para el desarrollo de este sector.

En síntesis, México tiene la posibilidad de convertirse en un jugador relevante en la explotación de recursos no convencionales siempre y cuando podamos emular el éxito observado en el vecino país en temas de costos operativos, rentabilidad y regulación. Lo anterior dependerá de que el Estado mexicano cree las condiciones para atraer a nuevos jugadores que arriesguen su capital en este tipo de proyectos. México tiene la geología adecuada, pero el Estado debe hacer su tarea para transformar esa oportunidad en una realidad.

El futuro del shale en México
 

*Analistas de Ainda Consultores.

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