«El desarrollo del Shale en Sudamérica será más lento que en Estados Unidos»
«Muchas veces vemos los casos de éxito en Estados Unidos, pero no lo que les costó», asegura Sylvie D´Apote, Socia-directora de Prysma E&T Consultores. La especialista se refiere a su vez al posible desarrollo regional de los no convencionales y elogia la reforma del sector de hidrocarburos mexicano. 

¿En qué situación se encuentra el desarrollo de los no convencionales en Estados Unidos?
Ha habido algunos cambios significativos en los últimos años. Por ejemplo, el shale gas ya no es la prioridad, ahora la prioridad es el petróleo. A medida que las compañías obtuvieron un mayor conocimiento de las áreas, se fueron corriendo hacia zonas en donde los líquidos son más importantes. Entonces, el boom en este momento es el shale oil, y eso modifica bastante el escenario.

¿En qué influyen específicamente estos cambios? 
El gas es muy importante para los Estados Unidos. El país iba camino a consolidarse como país deficitario y ahora es casi excedentario. La expectativa es que hay mucho más gas de lo que necesitan y que van a poder exportarlo. Pero al mismo tiempo, ese boom de producción de gas ha provocado grandes cambios en el mercado. Por ejemplo, en la generación eléctrica el gas está más barato que el carbón y ha ido reemplazándolo parcialmente. A su vez, hay mucho transporte vehicular –flotas escolares, por ejemplo- que se está convirtiendo al Gas Natural Comprimido (GNC). Por último, una serie de industrias gas intensivas que se habían ido de Estados Unidos están volviendo debido a los bajos precios del energético.

Es decir, de alguna manera la economía se está gasificando…
Exacto. El problema es que a este nivel de precios, de 2 o 3 dólares, el gas no convencional no es rentable. Lo que sí es rentable es el shale oil, que tiene un mercado y un precio muy bueno en la actualidad. Entonces, los líquidos asociados al gas hacen que los proyectos en general se equilibren. Pero los que sólo producen gas tienen problemas. Hay muchas empresas vinculadas al gas que terminan quebrando. Por otra parte, ha habido una reestructuración del sector, ahora dominado por las grandes compañías.
¿Cuáles son las características de ese proceso de reestructuración? 
En un principio, fueron en general empresas chicas las que se volcaron a los no convencionales y lograron avances extraordinarios en materia de tecnología. Posteriormente, vinieron las “majors” y hubo una ola de adquisiciones. Ahora son los grandes jugadores los que tienen un mayor protagonismo en los no convencionales. En términos generales, muchas empresas pequeñas fueron adquiridas y otras quebraron. Esta es a muy grandes rasgos la radiografía de este momento.

¿Y qué puede suceder de aquí en adelante? 
Es difícil hacer predicciones. Parecería que hay muchos recursos a ser producidos. Pero, ¿a qué precio? Las proyecciones que hacen en Norteamérica indican que el precio irá subiendo de a poco hasta 6 dólares el millón de BTU, ya no estamos más en los 3 dólares…Y los más pesimistas indican inclusive que se trata de una burbuja que no se sostendrá.

Como dice el dicho: “No todo es color de rosas”… 
Precisamente. Cuando miramos a Estados Unidos muchas veces vemos sólo los éxitos y perdemos de vista lo que les costó. En el inicio, nueve de cada diez pozos eran no productivos comercialmente. Actualmente, las mejoras tecnológicas en las técnicas de fracking y el conocimiento geológico de las formaciones, ha permitido mejorar los promedios de aciertos.

Aun así, los expertos explican que el 40% de los pozos perforados no son productivos…
Es cierto, pero hay que tener en cuenta que la industria petrolera está acostumbrada a este tipo de riesgo. Hay áreas convencionales en donde la tasa de acierto es del 20%. Es decir, sólo un pozo sobre cinco resulta productivo. Y la rentabilidad no pasa sólo por lo que pueda rendir ese pozo que halló petróleo o gas, depende de un entorno de precios y de impuestos y regulatorios. Estas variables pueden hacer que un determinado proyecto sea factible en un país y en otro no.

¿Y qué es lo que está sucediendo fuera de Estados Unidos con los no convencionales? 
Fuera de los Estados Unidos, es todo más lento y más difícil. En primero lugar, porque ningún país conoce tan bien el subsuelo como los Estados Unidos. Muchas veces se hacen analogías entre un play y otro y la realidad es que es muy difícil hacer comparaciones. Segundo, como decía, los costos dependen de muchos factores externos, “above the ground”. Entonces, mismo teniendo recursos en el subsuelo, puede que la recuperación no resulte tan simple ni tan barata debido a estos factores externos.
Y en tercer lugar está la tecnología. No es seguro que una tecnología desarrollada en Norteamérica se pueda aplicar, sin más, por ejemplo, en Vaca Muerta. Los equipamientos e insumo tienen otro precio, por cuestiones de escala y de infraestructura. Argentina, Colombia o México tendrán que llegar a una escala que permita desarrollar una industria local, y así poder contar con ciertos insumos locales. Todo eso toma tiempo, por lo que los desarrollos irán posiblemente más lentamente.

¿Qué puede aportarle a México la reforma del sector de los hidrocarburos? 
Creo que ha sido una iniciativa muy positiva. Por un lado, libera a Pemex de un control estatal que era excesivo, ya que limitaba excesivamente sus recursos. En segundo lugar, el hecho de que puedan participar otras compañías no sólo aporta inversiones, también mayores conocimientos. Cuanto mayor es la diversidad de empresas, mejor para el conjunto. Escuché aquí en el evento decir que la industria es como un ecosistema: necesita a los elefantes y a las hormigas, a los que vuelan y a los que caminan. Entonces, para contar con una industria petrolera vital necesitás de todos los actores: Las pequeñas y las medianas, las locales y las extranjeras. Cada una invirtiendo en su nicho, es decir, en lo que sabe hacer mejor.