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Por Claudia Villegas
En uno de los momentos más críticos para las reservas de Petróleos Mexicanos, los recursos naturales del territorio mexicano favorecen las opciones energéticas del país.
México no se quedará al margen de la llamada revolución del Shale gas, el gas natural que se obtiene a través de nuevos métodos que utilizan tecnologías hidráulicas.
A principios de noviembre, en la ciudad de Guaymas en Sonora, el presidente Felipe Calderón dio a conocer el nuevo orden operativo y regulatorio del gas natural, políticas y decisiones del gobierno federal que estuvieron sustentadas por el descubrimiento de nuevos yacimientos de gas no convencional o Shale gas.
A nivel mundial y, sobre todo en Estados Unidos, los nuevos yacimientos de shale Gas están cambiando la tendencia en los precios de los energéticos. Japón, en medio de sus crisis de energía nuclear, le apuesta de manera contundente mientrasla Secretaríade Energía (Sener) anuncia que en varios estados de la región fronteriza con Estados Unidos, se encontraron ricos yacimientos que elevarían las reservas nacionales de gas de 24 a 60 años.
A principios de noviembre, el titular dela Sener, Jordy Herrera, anunció que, de acuerdo con estudios del potencial de gas no convencional en nuestro país indicaba que, en términos conservadores, México tendría entre 150 y 450 billones de pies cúbicos de recursos potenciales en Shale gas”.
Pero en junio pasado, el Departamento de Energía de Estados Unidos estimó que México contaba con recursos por hasta 650 billones de pies cúbicos”, lo que permitiría elevar las reservas hacia el 2070 porque en la actualidad la producción sólo se ubica en 250 billones de pies cúbicos.
De acuerdo con la Sener, los yacimientos de Shale gas se encuentran ubicados en Coahuila, Nuevo León, Tamaulipas pero también en regiones como San Luis Potosí.
Al comparar los costos de producción de este tipo de gas, la dependencia destacó que el promedio de extracción de un barril en aguas profundas y ultraprofundas va de 8 a 12 años mientras que con Shale gas el periodo de maduración de los proyectos para las primeras extracciones es de dos años.
En el periodo 2000 – 2010, la producción nacional de gas natural creció a una tasa promedio anual de 4.8% y, la demanda interna, lo hizo en 6.0%
La prospectiva de gas natural realizada porla Secretaríade Energía en 2010 estima un crecimiento de 2.4% anual en la demanda de este hidrocarburo. Además, con base en dicha prospectiva, en 15 años el país demandará al menos 5,000 mmpcd adicionales a los que actualmente consume. En 2009, México importó alrededor de 1,258 mmpcd de gas: 422 mmpcd de PGPB, 520 mmpcd a través de particulares y 316 del sector eléctrico público.La Estrategia Nacionalde Energía (ENE) de 200, ratificada por el Congreso, no presenta una meta de producción de gas.
El escenario de Pemex empleado para elaborarla ENEimplica mantener la producción de gas natural constante en los próximos 15 años. De 2010 – 2025 SENER estima un crecimiento promedio anual de al menos 2.4%, cifra incluso superior al promedio mundial dela Agencia Internacionalde Energía (AIE), 2.0%.
Un documento dela ComisiónNacionalde Hidrocarburos (CNH) establece que al noreste y centro-este de México se localizan yacimientos de amplio espesor, ricos en materia orgánica y madurez térmica del Jurásico y Cretáceo, a lo largo de la porción terrestre de la cuenca del Golfo de México.
•Los yacimientos presentan edad geológica similar a aquellos productores en EE.UU. (Eagle Ford, Haynesville, Bossier y Pearsall). La cantidad técnicamente recuperable se estima en 681 billones de pies cúbicos (con riesgo).
Sin embargo, antes de llegar al aprovechamiento de estos recursos, la CNHconsidera necesario “terminar con el jaloneo que implícitamente contrapone a la producción de aceite contra la de gas natural en la estrategia de hidrocarburos
Además, es necesario incorporar nueva infraestructura para la producción, transporte, almacenamiento, distribución y consumo de gas natural.
La proliferación del Shale gas involucra, de la misma forma, aumentar el uso de tecnologías existentes (para aguas profundas y para yacimientos de sedimentos clásticos comprimidos) y de nuevas tecnologías (para la extracción del gas de esquisto).
A principios de agosto, la CNHsolicitaba la definición de un plan estratégico para incrementar la producción nacional de gas natural y satisfacer la demanda esperada, a fin de mejorar la diversificación energética nacional; cumplir con los compromisos internacionales (protocolos y mitigación de gases de efecto invernadero); desatar el potencial en el país para desarrollar recursos convencionales (gas natural) y no-convencionales (gas de esquisto y gas grisú).
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¿Es rentable?
Las consideraciones económicas respecto al Shale gas van más allá del costo de extracción.La CNHconsidera, además, que esta variable depende del tipo de yacimiento y volumen, lo que involucra un rango de 2 a 5 dólares por millones de pies cúbicos. Actualmente se estima un precio de entre 4 y 5 dólares que tal vez crecería a 7 dólares. México tendría que competir con los costos de yacimientos en
Burgos, Sabinas, Tampico, Veracruz y Tuxpan. Para adquirir experiencia, Pemex perforó un pozo de prueba en Coahuila (Emergente 1) en el que planea invertir 200 millones de pesos en estudio y 3 pozos más antes de 2013.
El alcance de esta inversión sería evaluar la viabilidad de un proyecto de 4,000 pozos, lo que significaría 8,000 millones de dólares en inversiones y una producción de hasta 1,000 mmpcd. Dichos recursos tendrían que dirigirse a estudios geológicos y petro-físicos; evaluación del impacto ambiental y social; infraestructura y capacidad de ejecución; aplicación de tecnologías nuevas y existentes.
La contratación de compañías especializadas y hasta un nuevo marco legal para su explotación son algunas de las consideraciones adicionales.
Éste nuevo oro, sin embargo, no está libre de riesgos. Cada cuenca de “shale gas” es diferente; éstas presentan retos operacionales específicos: Mantos acuíferos, uso y disposición de agua y fluidos. De hecho, se necesitan entre 7 y 15 millones de litros de agua para perforar y fracturar un pozo horizontal. Además es necesaria la aplicación de químicos para facilitar el fracturamiento de la roca.
Para explotar yacimientos de Shale gas, el agua se almacena en la superficie antes de ser tratada o re-inyectada. Se genera, además, ruido, polvo, deterioro de caminos, tráfico y congestión vial. Además, los pozos verticales requieren un espaciamiento de 16 hectáreas por pozo; los horizontales necesitan menos espacio pero definitivamente la localización puede afectar el hábitat natural y la vida salvaje.
Por su potencial, sin embargo, las consideraciones ambientales tendrán que solventarse mientras que en el plano regulatorio se trabaja ya en el establecimiento de normas y estándares para la extracción de Shale gas. El boom de este energético, además, coloca en el ojo del huracán el régimen fiscal que se aplica a los recursos petroleros en donde la renta petrolera se ejerce sobre el valor total de la producción de hidrocarburos.
Hasta ahora existen ligeras distinciones para el gas en deducciones. Se aplica, por ejemplo, un monto adicional de 0.50 dólares por cada millón de pie cúbico (MPC) de gas natural no asociado extraído, adicional al volumen de extracción que se registre para 2006. Por concepto de costos, gastos e inversiones del gas no asociado extraído, no excederá el valor de 2.70 dólares por cada MPC no asociado al volumen total del mismo en el año de que se trate.
Además, el 5% del monto original de las inversiones realizadas en gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento.
Así, dada la saturación del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), el régimen debe ser más laxo en cuestión de deducciones para gasoductos, terminales, transporte o tanques de almacenamiento. También, dice la CNH, dado que la producción de Shale gas es intensiva en capital, el régimen fiscal debe crear los incentivos necesarios para que la industria sea capaz de explotarlo. Finalmente, tomando en cuenta que los costos de producción de Shale gas son mayores a los de gas convencional que actualmente se produce (aun no incluye aguas profundas); el régimen podría elevar el tope de 2.70 dólares por MPC. La revolución, es un hecho, apenas comienza.
