RENTABILIDAD DEL GAS “SHALE” EN LA CUENCA DE BURGOS

Francisco Garaicochea Petrirena1

El 16 de junio de 2014 envié a Pemex Exploración y Producción, a través del Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos (IFAI), la siguiente petición: “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’”.

El IFAI, en respuesta a dicha solicitud de información, proporcionó con folio 1857500138614 la tabla de flujo de efectivo que se muestra a continuación:

Con los valores reportados en la tabla se obtuvieron las producciones anuales de condensado y de gas, así como los ingresos anuales correspondientes. Por ejemplo, para el año 1 se reporta una producción promedio de condensado de 27.2 barriles por día (BD), valor que multiplicado por los 365 días del año da una extracción anual de 9,928 barriles. La producción promedio de gas por día reportada, de 1,120 mil pies cúbicos diarios (MPCD), multiplicada por los 365 días del año da 409 millones de pies cúbicos al año. En el cálculo de los ingresos anuales se consideró un precio de 100 dólares por barril para el condensado y 5 dólares el millar de pies cúbicos para el gas y un tipo de cambio de 13 pesos por dólar, con lo que los ingresos por condensados producidos en el primer año ascienden a 12,906,400 pesos y los ingresos por gas producido son de 26,585,000 pesos, resultando ingresos totales por 39,478,400 pesos durante el primer año. Los resultados de las producciones anuales de condensado y de gas, los ingresos anuales correspondientes y los totales se muestran en la tabla siguiente:

Los 95,455,165 pesos obtenidos como ingresos durante los ocho años de explotación se convirtieron a valor presente considerando una tasa de interés de 10%, obteniéndose 82,880,400 pesos, monto que es inferior a los 91 millones de pesos (MM$) reportados por Pemex como valor presente de la inversión (VPI), por lo que se concluye que no ha sido rentable la explotación de hidrocarburos en los pozos típicos de los campos que contienen yacimientos en lutitas de la cuenca de Burgos.

Otros pozos terminados en la cuenca de Burgos se muestran en la siguiente tabla, también proporcionada por Pemex en respuesta a otra solicitud de información:

Otros pozos terminados en lutitas de la cuenca de Burgos son: Tangrán-1, Kernel-1, Nómada-1, Céfiro-1, Batial-1 y Nerita-1; a la información solicitada para determinar la rentabilidad de estos seis pozos, el IFAI le asignó el folio 1857500150314 y la fecha de su entrega es el 25 de agosto.

Conclusiones y recomendaciones:

Ponderando los resultados obtenidos en los 22 pozos terminados en formaciones de lutitas en la cuenca de Burgos, se concluye que no ha resultado rentable su explotación. Por lo que se infiere que los propietarios de terrenos que acepten cualquier porcentaje de las utilidades, al conceder la ocupación temporal de sus tierras, no recibirán beneficio económico alguno. Por lo que se les recomienda: 1.- No aceptar ningún porcentaje sobre las utilidades ofrecidas en la modalidad de ocupación temporal, hasta que se demuestre que es y será rentable la extracción de hidrocarburos en terrenos que contienen yacimientos de lutitas; 2.- Recurrir a la Suprema Corte de Justicia de la Nación y a cortes internacionales para demandar la anulación de la Ley Secundaria que los obliga a conceder la ocupación de sus tierras; 3.- En caso de no prosperar la demanda ante las instancias mencionadas, exigir como pago una cuota igual o mayor de dos dólares por barril de petróleo crudo equivalente extraído.