LOS NEGOCIOS DE LA REFORMA ENERGÉTICA

RESUMEN: En este documento se presentan los resultados del análisis económico de un pozo productor típico de Chicontepec, de otro en formaciones de lutitas, y de un campo en aguas profundas, que representa el 90% de los casos históricos de explotación en el Golfo de México, que son las tres regiones que contienen los recursos prospectivos que aportarán los mayores incrementos programados de producción, para lograr en el año 2018, extraer tres millones de barriles de petróleo y ocho mil millones de pies cúbicos de gas, cada día.
    INTRODUCCIÓN: No es aceptable concluir que se puede elevar la producción de petróleo, sin precisar de dónde, cómo y a qué costo se obtendrá cada barril adicional extraído. No es aceptable presumir incrementos de producción sin contar con reservas probadas, certificadas y no desarrolladas. Además es necesario cuantificar, como lo exige la Comisión Nacional de Hidrocarburos, cuánto petróleo procederá de cada región, por ejemplo de aguas profundas, de Chicontepec, de formaciones de lutitas, y de campos en desarrollo y en cada caso, es imperativo presentar, año con año, las inversiones requeridas para incorporar los pozos y las instalaciones que aportarán producciones adicionales, considerando sus gastos iniciales y sus tasas de declinación.
    Sonia Coronado, en el diario El Financiero de febrero 17, 2014, publicó: David Penchyna Grub, presidente de la Comisión de Energía del Senado de la República. Dijo “Cuando esté implementada la Reforma Energética, México recibirá inversiones de hasta 100 mil millones de dólares por año en proyectos relacionados con este sector”. ¿Cabe preguntar si el senador Penchyna y nuestros gobernantes están enterados de que lo que realmente interesa no son las inversiones, sino lo que entrará al erario público por cada dólar invertido; y que el gran negocio de las compañías petroleras internacionales (IOCs) no radica en extraer petróleo, que es para ellas un subproducto indispensable y vital para lograr las enormes ganancias derivadas del efecto multiplicador que les proporciona fabricar los equipos que usan para producir hidrocarburos.
    DESARROLLO: Se mostrará aquí que por cada dólar que entre al erario público nacional, al extraer un barril de petróleo, ingresarán al erario público extranjero, de tres a 10 dólares,  por fabricar los caros equipos que usarán al explorar y extraer nuestros hidrocarburos. Esta línea de negocios generará millones de empleos en los países que han desarrollado, traerán y aplicarán los recursos materiales y humanos que nosotros no hemos construido para extraer hidrocarburos en aguas profundas, en formaciones de lutitas en Chicontepec y otras regiones, donde el contenido nacional de insumos no llega al 10%. Las IOCs y nuestros expertos petroleros no hablan sobre este efecto multiplicador tan importante.
    Los países que reconocen la trascendencia del efecto multiplicador han desarrollado programas de cómputo que permiten evaluar por separado y en forma combinada los ingresos a su erario público al utilizar sus recursos humanos y materiales en los proyectos de exploración y explotación de hidrocarburos. En relación a cuánto será el ingreso al erario público nacional es importante considerar lo ocurrido en otros países como Bolivia, Perú, Ecuador y Venezuela donde las trasnacionales se quedaban con la mayor parte de la renta petrolera, llegando en ocasiones a más del 80% de ella, al poder descontar las supuestas inversiones realizadas mediante la falsificación de facturas. Falsificación que en el caso de México, se multiplicará con la apertura y que llego a la suma de 872,000 millones de dólares durante 41 años, como puede verse mediante el enlace: http://mexico.gfintegrity.org/es/
1.- AGUAS PROFUNDAS:
Para explotar los grandes recursos prospectivos que tenemos en el Golfo de México, en aguas profundas, se pretende perforar unos 2,000 pozos. Considerando un costo promedio de 125 millones de dólares por pozo, se tiene una inversión de 250,000 millones de dólares (MMUSD). Este sería el costo de perforación, que constituye aproximadamente el 30% de los costos totales necesarios para construir las instalaciones requeridas para extraer los hidrocarburos, por lo que el monto de las inversiones en requeridas en instalaciones resulta del orden de 833,333 millones de dólares (MMUSD). A esta cantidad hay que agregar los costos de operación con lo cual se tiene un costo total de 1,142 millones de dólares. Por otra parte, la producción de hidrocarburos en el Mar del Norte está en franca declinación y a las IOCs que en esa región operan, les interesa aplicar los variados y grandes recursos que han desarrollado en los países donde pueden maximizar sus ganancias. Por lo tanto, a quien mucho interesa que en México se permita la participación de sus empresas en actividades de explotación en nuestras aguas profundas, es a los países que son o serán deficitarios en hidrocarburos. La incorporación a sus inventarios de parte importante de nuestras reservas es el objetivo fundamental de esos países; sin embargo no es un negocio menor para ellos usar sus recursos humanos y materiales en nuestras aguas profundas.
    En la ronda cero se afirma la idea de que tenemos en aguas profundas grandes recursos prospectivos, o sea reservas por descubrir y las IOCs, están buscando en qué países podrán usar sus recursos
    El cuadro I, es la lámina 20 de la presentación “Situación Actual y Reto de Petróleos Mexicanos”. Muestra la información de reservas probadas descubiertas en el Golfo de México de USA, donde se puede ver que el 90 por ciento de los campos han aportado reservas probadas menores de 64 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMBPCE) y sólo el 1.1 % de los campos aportaron reservas mayores de 512  MMBOE, lo que confirma que en aguas profundas de la parte que nos corresponde cerca de la frontera con USA y en otras regiones, no debemos esperar encontrar yacimientos con reservas de la magnitud de las descubiertas en aguas someras como las de Cantarell (18,000 MMBPCE). Hasta hoy, Pemex ha perforado 30 pozos exploratorios en aguas profundas sin poder certificar un solo barril de petróleo como reserva probada.
La tabla II, de flujo de efectivo se elaboró con la finalidad de estimar la relación beneficio costo (RBC) esperada para el 90 por ciento de los campos que, de acuerdo con la diapositiva anterior, aportaron en el sector estadounidense reservas probadas menores de 64 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Se consideró una reserva inicial de 64, 214,600 barriles de petróleo crudo equivalente (BPCE); cinco años de desarrollo, antes de iniciar la producción; un precio de 100 US$ por BPCE. La RBC, antes del pago de impuestos, resultó de 0.760 lo que demuestra que para Pemex no es rentable el proyecto específico; sin embargo su efecto multiplicador hace rentable para las compañías extranjeras sus inversiones.
2.- GAS Y PETRÓLEO EN FORMACIONES DE LUTITAS:
    Jordy Herrera, ex secretario de Energía, dijo: “El  gas shale es la llave del futuro económico y energético de México, podría atraer entre 7 y 10 mil millones de dólares anuales y generar un millón y medio de empleos”.
Sin embargo, en el sexenio de López Portillo, el futuro económico de México era el enorme recurso prospectivo de gas de la región sur, por lo que Díaz Serrano presentó el proyecto de construir el gasoducto, para exportar excedentes, como “La mejor operación económica que se ha planeado en el país, con la advertencia de que se podría llegar a exportar de  4,000 a 8,000 MMPCD de gas. El costo del gasoducto, en valor presente, es superior a 10,000 millones de dólares. No se exportó gas; pero la tubería, las válvulas, las compresoras, etc., se compraron a proveedores extranjeros, que sí encontraron un tesoro al lucrar con los innecesarios equipos y materiales que nos vendieron.
    Para determinar la rentabilidad de los pozos terminados en formaciones de lutitas en México, se solicitó a través del IFAI la información siguiente:
    Con folio 1857500125313: “Por separado, de los  pozos horizontales terminados después de julio en 2012 y de los terminados en 2013, en formaciones de lutitas,  solicito: 1.- El presupuesto total solicitado y el ejercido para su perforación y terminación; 2.- Los pozos programados y los que se terminaron; El costo de cada uno, sus producciones iniciales de gas, petróleo y condensado, la compañía que los perforó, la fecha de la iniciación de su producción y sus producciones actuales.”
    Con folio 1857500138614: “Solicito la tabla de flujo de efectivo de un pozo típico productor de hidrocarburos en formaciones de lutitas, similar a la proporcionada en respuesta a mi solicitud con folio 1857500039108, en la que solicité: “Tabla de flujo de efectivo para pozo típico de campo Agua Fría en Chicontepec, con valores anuales de producción, de ingreso bruto, costo de operación, flujo de efectivo con y sin descuento, hasta el abandono y valores de la TIR y periodo de recuperación. Incluir costo de capital como inversión inicial.”
    De la respuesta a la primera solicitud se concluye que sólo un pozo de los 16 terminados se puede considerar rentable. Y la tabla III, de flujo de efectivo, enviada como respuesta a la segunda solicitud, demuestra que no es rentable la explotación de un pozo típico terminado como productor en formaciones de lutitas.
3.-  CHICONTEPEC:
Con la tecnología no convencional de perforación horizontal y el fracking, se espera revivir Chicontepec.
    Pemex, en el Anexo 9 de su Informe Anual del 2012, muestra los resultados económicos extraordinarios obtenidos de 22 pozos no convencionales, en los que resalta:
    En 14 de los 22 pozos terminados, las inversiones se recuperaron (PR) en menos de cinco meses y en siete pozos en los primeros dos meses;
    La producción promedio inicial de petróleo de los pozos (Qoi) fue mayor de 1,200  barriles por día, valor muy superior al histórico de los pozos convencionales en Chicontepec, que en promedio ha sido inferior a 100 barriles por día;
    Todos los pozos, excepto uno, muestran condiciones muy favorables de su rentabilidad expresada como el cociente del valor presente neto de las ganancias (VPN) entre el valor presente de lo invertido (VPI).
    Sobre esta información, preparada y presentada por Pemex para promover la participación de las compañías transnacionales en la explotación de los pozos en esta región a partir de la apertura que se logró modificando la Constitución, cabe mencionar que los pozos reportados pertenecen a los campos más productivos, que no son representativos de Chicontepec, además de la lógica sospecha de alteración de las cifras que ha sido característica al referirse Pemex a la capacidad de producción de sus pozos, como consta el documento del IFAI con folio 1857500039108, en el que Pemex infló exageradamente la capacidad de producción y las reservas de un pozo típico convencional de esta región.
CONCLUSIONES:
1.- La rentabilidad de los proyectos de explotación de hidrocarburos se puede determinar mediante la simplificación de su estimación considerando el caso de un pozo típico de una  región o cuenca con características similares, como son las de Chicontepec y Burgos, o considerando un campo promedio para el caso de las regiones marinas.
    2.- Para las compañías petroleras internacionales la baja o nula rentabilidad de la explotación de hidrocarburos en México, es compensada con creces al mantener trabajando sus recursos humanos y las fábricas de equipos que utilizan en la explotación de sus activos y exportan a países como México.
    En nuestro caso, prácticamente todos los recursos serán importados, y ese efecto multiplicador tan importante, será usufructuado por los países y sus transnacionales que se encargarán de explotar nuestros hidrocarburos en los bloques que les serán concedidos con exclusividad en aguas profundas de nuestro país, en formaciones de lutitas, en Chicontepec y en otras regiones.
    3.- No es aceptable concluir que se puede elevar la producción de petróleo, sin precisar de dónde, cómo y a qué costo se obtendrá cada barril adicional extraído. No es aceptable presumir incrementos de producción sin contar con reservas probadas, certificadas y no desarrolladas.
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