Falsas reservas, falsos tesoros petroleros

lunes, 18 de octubre de 2010.

Antonio Gershenson

En México hemos tenido un problema serio con el petróleo en general. Los altos funcionarios quieren contratar empresas, en los principales casos extranjeras, y además obtienen el agradecimiento del “ganador” en el concurso. Pero en las zonas “tradicionales”, Pemex ya tiene equipos y personal, y sólo los puede ir desplazando, para meter empresas privadas, poco a poco.

Por ejemplo, a fines de 2007 Pemex operaba con 224 equipos de perforación, de los cuales eran de empresas privadas 101 equipos, o sea 45 por ciento del total. Ya a fines de 2008, Pemex estaba utilizando 269 equipos de perforación, de los cuales eran privados 143, o sea 53 por ciento de los equipos eran privados.

De ahí que estos funcionarios quieran gastar cantidades enormes de dinero en las aguas profundas del Golfo de México, y en Chicontepec, especialmente con empresas transnacionales.

Desde la polémica sobre la nueva legislación petrolera, estos funcionarios han hecho una serie de afirmaciones. En el “Diagnóstico: Situación de Pemex” (en adelante le llamaremos el Diagnóstic o), presentado el 30 de marzo de 2008 por la Secretaria de Energía y el Director General de Pemex, para apoyar la iniciativa de reformas legales presentada poco antes, se dice:

“Actualmente, la producción de crudo y gas en el país está sustentada, principalmente, por campos que han alcanzado su etapa de madurez y, por tanto, han iniciado su fase de declinación. El 92% de la producción proviene de campos en franca declinación, o que iniciarán su declinación en poco tiempo; tal es el caso de Ku-Maloob-Zaap que iniciará su declinación en 2010.

Si se considera el tiempo de maduración de los proyectos en aguas profundas, Pemex necesita iniciar, a la brevedad, el desarrollo de esta región para mantener la plataforma de producción en el mediano plazo.

Para lograrlo, el desarrollo de las cuencas del sureste, la explotación de campos maduros y el desarrollo de Chicontepec, resultarían insuficientes.”

“Por tanto, iniciar en el menor plazo posible el desarrollo de las aguas profundas es fundamental.” “Las perspectivas de producción de hidrocarburos se orientan a los yacimientos ubicados en aguas profundas.”

“Se estima que del total de los recursos prospectivos del país, es decir, del orden de 54 mil barriles de petróleo crudo equivalente, más del 50%, esto es,29,500 millones de barriles, se localizan en la cuenca del Golfo de México Profundo.

“Se requiere dotar a la empresa de las herramientas que le permitan la colaboración de terceros bajo mecanismos más eficientes que los actuales, con objeto de crear mayor valor para la sociedad.”

“Es condición necesaria permitirle a Pemex mayor flexibilidad para contratar terceros y así aprovechar su experiencia y capacidad.”

En el Boletín 019. 2008 de la Secretaría de Energía, del 30 de marzo de ese año, que resumía al Diagnóstic o, se dice: “Considerando el reto que implica acceder a yacimientos en aguas profundas para mantener el nivel actual de producción, es necesario que PEMEX pueda contar con el apoyo de empresas especializadas al desarrollar diversas actividades propias de su giro, bajo mecanismos eficientes que le permitan obtener la mejor tecnología y conduzcan a maximizar la renta petrolera para el país.”

Por otro lado, en su comparecencia ante la Tercera Comisión de la Comisión Permanente del Congreso de la Unión, llevada a cabo el 2 de julio de 2009 en la Cámara de Senadores, en la página 75 de la versión estenográfica, el Director General de Pemex dijo, obviamente contestando a una pregunta en ese sentido: “¿Por qué el proyecto de Chicontepec? Porque es ahí donde hay, de todos los proyectos que se tienen, hay más reservas, es el que tiene más reservas conocidas... Entonces, no hay manera de imaginarse un escenario, en donde Petróleos Mexicanos pudiera recuperar los niveles de producción de 3 millones de barriles, por decirles una cosa, diarios, si no se considera Chicontepec”.

Estos planteamientos de han repetido en varias ocasiones, pero quisimos mostrar textualmente lo que los funcionarios han dicho. Y, en primer lugar, vamos a mostrar cuántas mentiras hay en estas afirmaciones. Incluyen las afirmaciones de que: es urgente explorar y explotar las aguas profundas; que es ahí donde está la mayor riqueza petrolera (no usan estas palabras, pero tratan de filtrar esa idea); que para ello Pemex necesita empresas con experiencia y capacidad, lo cual en este caso equivale a decir empresas transnacionales.

En algunos momentos se habló de asociación. Y se afirma que es necesario lo que se está haciendo en Chicontepec, porque es el proyecto que tiene más reservas.

“Es condición necesaria permitirle a Pemex mayor flexibilidad para contratar terceros y así aprovechar su experiencia y capacidad.”

En el Boletín 019. 2008 de la Secretaría de Energía, del 30 de marzo de ese

año, que resumía al Diagnóstic o, se dice:

“Considerando el reto que implica acceder a yacimientos en aguas profundas para mantener el nivel actual de producción, es necesario que PEMEX pueda contar con el apoyo de empresas especializadas al desarrollar diversas actividades propias de su giro, bajo mecanismos eficientes que le permitan obtener la mejor tecnología y conduzcan a maximizar la renta petrolera para el país.”

Por otro lado, en su comparecencia ante la Tercera Comisión de la Comisión Permanente del Congreso de la Unión, llevada a cabo el 2 de julio de 2009 en la Cámara de Senadores, en la página 75 de la versión estenográfica, el Director General de Pemex dijo, obviamente contestando a una pregunta en ese sentido:

¿Por qué el proyecto de Chicontepec? Porque es ahí donde hay, de

todos los proyectos que se tienen, hay más reservas, es el que tiene más reservas conocidas... Entonces, no hay manera de imaginarse un escenario, en donde Petróleos Mexicanos pudiera recuperar los niveles

de producción de 3 millones de barriles, por decirles una cosa, diarios, si no se considera Chicontepec”.

Estos planteamientos de han repetido en varias ocasiones, pero quisimos mostrar textualmente lo que los funcionarios han dicho. Y, en primer lugar, vamos a mostrar cuántas mentiras hay en estas afirmaciones. Incluyen las afirmaciones de que: es urgente explorar y explotar las aguas profundas; que es ahí donde está la mayor riqueza petrolera (no usan estas palabras, pero tratan de filtrar esa idea); que para ello Pemex necesita empresas con experiencia y capacidad, lo cual en este caso equivale a decir empresas transnacionales.

En algunos momentos se habló de asociación. Y se afirma que es necesario lo que se está haciendo en Chicontepec, porque es el proyecto que tiene más reservas.

producibles. Nosotros usamos ciertos términos en este documento, tales como reservas totales, reservas probables y reservas posibles, que los lineamientos de la SEC prohíben estrictamente utilizar en sus reportes.” Y es que la únicas reservas confiables son las probadas. Las reservas son consideradas probadas si la productividad comercial del yacimiento está apoyada por datos de producción reales o por pruebas de producción concluyentes.

Reservas Probables.Se trata de reservas no probadas, donde el análisis de la información geológica y de ingeniería del yacimiento, sugiere que son más factibles de ser recuperadas comercialmente, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar sean iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.

Reservas Posibles. Es el volumen de hidrocarburos, donde la información geológica y de ingeniería sugiere que es menos probable su recuperación comercial, que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de las reservas tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades realmente recuperadas sean iguales o mayores.

Estas definiciones están tomadas básicamente de “Las reservas de hidrocarburos de México”, 1 de enero de 2008, de Pemex, porque el del 1 de enero de 2009 no ha sido publicado, pese a que normalmente éstas y otras publicaciones salían el 18 de marzo, en este caso debió ser de 2009.

Es importante notar, a partir de lo escrito, que las reservas probables y posibles no existen. Hay una probabilidad o posibilidad de que puedan existir. Y en el caso de las posibles, la posibilidad es mínima, del orden del 10 por ciento. Por lo mismo, no se deben sumar con las reservas probadas, como se hace en toda la documentación de Pemex al hablar de reservas totales, no se vale sumar lo que no existe a lo que existe. Con esto, nos inflan reservas no sólo en lo general, sino inflan la importancia, por ejemplo, de Chicontepec, para justificar sus gigantescos contratos– en este año se firmaron dos contratos, cada uno por 500 pozos– con una productividad mínima. De las reservas probables se debe tratar, con trabajo en el campo y el complementario, de sacar lo más posible de reservas probadas, y de la posibles, lo más posible de reservas probables. Pero mientras no lo hagamos y sepamos cuánto pudimos sacar, es como un fraude sumar suposiciones con mediciones.

¿Por qué se tuvo que llegar a un criterio tan riguroso en la SEC, de aceptar sólo reservas probadas y con el criterio mencionado?

Ponemos algunos ejemplos en la larga historia de fraudes con las reservas declaradas. Esto, entre otros, ha afectado a inversionistas que aceptan reservas como garantía, cuando que luego resultó que no existían, por lo menos en esa cantidad, o no estaban a la mano.

En el llamado Medio Oriente, los mayores yacimientos, de los llamados super gigantes, fueron descubiertos hace mucho tiempo. Kirkuk, en Irak, fue descubierto en19 27. Burgan, en Kuwait, en193 8. Y Ghawar, el mayor del mundo, en Arabia Saudita, en1948. El peso de estos yacimientos ha sido mayoritario en sus respectivos países. Hace más de medio siglo se descubrieron, en los tres casos. El 88.5 por ciento de la producción conjunta del año 2000 de cuatro de los mayores productores, Saudi Arabia, Irak, Emiratos Árabes Unidos y Kuwait, proviene de yacimientos que en ese año tenían una producción mayor a 100 mil barriles diarios y que fueron descubiertos antes de 1970.

Sin embargo, las reservas oficiales fueron aumentadas después de 1980 en gran escala. ¿De dónde, sin nuevos yacimientos importantes? Las de Irak, que en 1981 eran de 32 mil millones de barriles, fueron elevadas el año siguiente a más del doble, a 59 mil millones. Y desde 1987, ya eran 100 mil millones, que quedaron fijos hasta 1995, para ser elevadas todavía más y ser, a partir de 1997, de 112 mil quinientos millones y ahora, 115 mil. El gobierno de Kuwait las subió de golpe, de 1983 a 1984, de 67 mil millones de barriles a 92,710 millones y ahora (hasta 2008) a 101,500 millones. Luego siguieron los Emiratos Árabes, al pasar de 1985 a 1986, de 32,990 millones de barriles a 97,203 millones, casi el triple. Y en Saudi Arabia, le subieron de 168,585 millones en 1987, a 284,989 millones el año siguiente: casi 90 mil millones de barriles; ahora le bajaron, luego de 11 años de extraer crudo, a 264,210 millones de barriles. La incongruencia entre las reservas “duras” y bien ubicadas de los yacimientos super gigantes, y los aumentos en las supuestas reservas probadas sin nuevos descubrimientos conocidos, hizo dudar de la autenticidad de estos aumentos. Mostramos en la Figura 1, el contraste entre cuándo se descubrieron las grandes reservas, antes del período que la gráfica cubre, y la forma como se “aumentaron” las reservas oficiales.

En México, un fenómeno similar empezó desde antes, con la llegada de Díaz Serrano a la dirección de Pemex. “Aumentaron” dos veces y media las reservas de crudo entre 1977 y 1978, y luego las volvieron a duplicar en los años que siguieron. Sin embargo, había un antecedente más cercano que los del Medio Oriente: el yacimiento Cantarell había sido descubierto en 1976. Pero las reservas “probadas” de petróleo crudo para fines de 1983 equivalían a 50 años de la producción del año inmediato anterior. Y luego, hubo inspecciones...

El proceso de revisión se inició con los documentos que el gobierno mexicano debió firmar para la contratación del llamado macro préstamo de principios de 1995. Como el préstamo se apoyaba en las llamadas garantías petroleras, los datos sobre las reservas petroleras en la se apoyaban esas garantías debían ser confiables para quienes prestaban el dinero.

Se firmó lo siguiente: “México suministrará o hará que se suministre toda la información que razonablemente requiera el Departamento del Tesoro... (y) le proporcionará una confirmación por contadores públicos independientes de que dicha información... no es inconsistente con la contenida en los libros y registros de Pemex y sus empresas subsidiarias.”

“Esta información deberá incluir, pero no será limitada a, la información que México ha anunciado que hará pública”. Fuente: Acuerdo marco entre los EstadosUnidos de América y México para la estabilización de la economía mexicana.

Sobre esta base, en la Memoria de Labores de Pemex para 1966, páginas 31 y 32, se reconoce que se empezó a aplicar una “nueva metodología” para la evaluación de las reservas petroleras. De hecho, en ese año se auditaron las regiones marinas. Ya en la Memoria de Labores para 1997, año en que se revisaron a fondo las reservas de la Región Sur, segunda en importancia, se reconoce que tanto estos trabajos como los del año 1996 en la Sonda de Campeche, “las reservas obtenidas fueron auditadas por la empresa de ingeniería petrolera Netherland Sewell & Associates, Inc. (NSAI)”.

En la página 49 de la Memoria de Labores para 1998, año en el que se completó la revisión de las cifras al auditar la Región Norte, además de la NSAI se menciona a la DeGolyer and MacNaughton desempeñando funciones análogas en otras partes de la misma región. Las reservas se dan para el primer día del año siguiente, 1999, y son muy diferentes entre sí. En la página 143 se presenta un cuadro con las cifras “viejas” (primero, para que se vean bien) y en la 144, el cuadro general con las “nuevas”, con una nota de pie de página, con la misma expresión ya mencionada: “Evaluadas aplicando las definiciones, métodos y procedimientos aceptados por la industria petrolera internacional.” Con esto, se implicanuevamente que las cifras anteriores no cumplen con este requisito, aunque eso no se reconoce explícitamente y queda claro sólo con un examen del conjunto de proceso.

Todavía hubo nuevas revisiones, cuando Pemex, ya más recientemente, requirió del visto bueno de la SEC estadounidense para la emisión de bonos, y tuvo que someterse a los criterios más rigurosos de los que habla en el entrecomillado ya citado sobre las normas de la SEC, con los que las reservas probadas dieron otros bajoncitos. Ahora el tiempo de reservas probadas, en términos de la producción, es, sobre la base de los datos oficiales, de 10 años, frente a los 50 años anteriores.

Todavía hay muchos otros casos. Se inflaron, por ejemplo, las reservas de los principales yacimientos del Mar Caspio, descubiertos desde 1979. Durante décadas no salió el primer barril, hay casos en los que este mismo no sale todavía, y ahora es evidente que los datos que se dieron al principio no eran reales.

En 2004, la enorme petrolera Royal Dutch Shell tuvo que aceptar la reducción de sus “reservas probadas” en más del 20 por ciento. Ya se topó con el filtro de la SEC. El 29 de mayo de 2009, la Corte de Apelaciones de Amsterdam, Holanda (país donde está oficialmente registrada la Shell), ordenó a la misma Shell que pagara 450 millones de dólares a una fundación que representa a numerosos afectados por el hecho de que esa empresa petrolera “aumentara” falsamente sus reservas durante el período 1997–2003, hasta que la SEC paró eso.

Otras empresas petroleras se vieron obligadas a reducir lo que declaraban como reservas. Un caso que tuvo eco internacional fue el de Repsol, petrolera y gasera española que tiene muchas propiedades en México y, más, en Sudamérica. El 26 de enero de 2006, el diario británico Financial Times, informó que las acciones de esta compañía habían sido suspendidas en la bolsa y que tuvo que reducir sus reservas declaradas en un 25 por ciento.

Como vemos, esta historia explica la importancia de la mencionada regla de la SEC y de que acepte sólo reservas probadas. Pero aquí, como vimos en el Boletín de la Secretaría de Energía, se agrega incluso más supuesto petróleo, ya no sólo como reservas, sino adicional a ellas.

En la Figura 2 copiamos un esquema en el que se basan los jefes de Pemex para justificar el que se meta tanto dinero a las aguas profundas, a pesar de que ni produce ni va a producir en décadas, ni tiene reservas. Además de las reservas, que se pueden cuantificar, hablan de Recursos Prospectivos. Estos de plano no tienen ni siquiera una probabilidad definida de existir. Expresamente dicen que es un “Volumen original de hidrocarburos (o sea, petróleo crudo y gas natural)no descubierto”. Es una estimación que, como vemos en la gráfica, puede ser baja, “central” y alta. Menos todavía se debería sumar con las reservas. Y hacer públicas cantidades, que además se cambian a voluntad (tal vez recordemos las declaraciones de la Secretaria de Energía al respecto en varios momentos del año pasado, para apoyar la iniciativa de leyes sobre Pemex del gobierno federal), es por lo menos poco responsable. Pero en el documento citado al principio, el diagnóstico, se habla de 29 mil 500 millones de barriles, como recursos prospectivos, sin hacer estas aclaraciones.

Ponemos dos ejemplos de lo caro que puede costar al país basar la política energética o proyectos importantes en los supuestos Recursos Prospectivos. El primero es el entonces famoso gasoducto de 48 pulgadaspara exportar grandes cantidades de gas natural a Estados Unidos, en tiempos de Díaz Serrano. Se hizo el gasoducto, y luego resultó que no existía ese gas natural.

El segundo ejemplo es Chicontepec. Se habla de casi las mayores reservas, de cifras casi estratosféricas supuestamente descubiertas ahí, se contratan miles de perforaciones y... lo que en realidad tenemos es el 4.8 por ciento de las reservas probadas del país, y el uno por ciento de la producción nacional en 2008.

Y esas reservas es muy dudoso que sean económicamente explotables. Ya trataremos más en detalle este caso, por lo pronto lo ponemos como un segundo ejemplo de uso y abuso de los recursos prospectivos.

Quiero hacer notar también que en las tablas que publica Pemex con Reservas “totales”, probadas, probables y posibles, nunca, ni siquiera en los datos al primero de enero de 2009, aparece ni un sólo barril de crudo, ni un sólo pie cúbico de gas natural, que correspondan a las aguas profundas.

Podemos comparar estos hechos con las afirmaciones citadas al principio. Los  tremendos “recursos prospectivos” del Diagnóstico, de “29,500 millones de barriles,(que) se localizan en la cuenca del Golfo de México Profundo”, son según el documento de Pemex de la Figura 2, un volumen, textualmente, no descubierto. Según las tablas de Pemex con las reservas al 1 de enero de 2009, y la producción en 2008, estos “recursos” son, respectivamente, cero y cero. No están.

Aguas profundas. Resulta que de un pozo, perforado el año pasado en aguas profundas, ya hay algunos datos. Pemex, a fin del año pasado, llevaba 8 pozos perforados. Éste era el único con posible producción de crudo.

El pozo es el Tamil-1, con una profundidad del fondo marino de 660 metros, y el petróleo crudo que contiene es de 18 grados API. Pemex no fija un límite preciso entre pesado y super pesado, sólo dice que si es menos de 27 grados API es pesado. Es más, en lenguaje común podría decirse que le falta un poco para ser chapopote.

Algunos que desde Pemex han hablado del asunto, consideran que el Tamil-1 empezaría a producir crudo en 2015. Según una agencia noticiosa, el petróleo de las áreas profundas “no se espera antes de la mitad de la próxima década”. Esto indica que la fecha de 2015 es válida si todo va bien.

Lo de “si todo va bien” no es algo casual. El propio director de Pemex Exploración y Producción dijo, el 17 de febrero pasado, que “para ser rentable, un pozo en aguas profundas debería tener un potencial de entre 200 y 300 millones de barriles”. Para ilustrar con un ejemplo, esto equivale a que produzca en promedio alrededor de 35 mil barriles diarios durante 20 años. Los mejores pozos de la época de oro de Cantarell llegaron a producir 30 mil barriles diarios.

Ni siquiera esa lejana fecha es segura, también, porque en las aguas profundas las reservas probadas son iguales a cero. Y las otras, las no probadas, son mínimas, como vimos, ni siquiera aparece un sólo barril de ellas en el informe de reservas de hidrocarburos de Pemex, del primero de enero de 2009.

El mismo Diagnóstico reconoce lo caro y tardado que es un proyecto en las aguas profundas: “Desde que se identifican recursos en esta área, hasta que se obtiene el primer barril de producción, transcurren entre 9 y 10 años.”

“Mientras que para producir dos millones de barriles diarios de petróleo crudo en Cantarell en su máximo de producción, se necesitaron 200 pozos, en aguas profundas se requerirían aproximadamente dos mil pozos, es decir, 10 veces más, para obtener el mismo resultado en cuanto a producción.”

“El desafío que plantea aguas profundas respecto a Cantarell también implica: mayores tiempos de perforación (200 contra 120 días por pozo); mayores costos (costo por pozo superior en al menos 100 millones de dólares); mayores necesidades de perforación (más de diez veces el número de metros totales a perforar);y, menor éxito exploratorio (en Cantarell es cercano al 90%, mientras que en aguas profundas se estima que sería cercano al 15%).” En otra parte se habla de “bajas probabilidades de descubrimiento, entre 10 y 20%”.

En cuanto al tiempo de perforación, en la mayoría de los casos prácticos de aguas profundas, se puede tener una perforación por año y por equipo de perforación.

En comparación con estos gastos astronómicos de perforar en aguas profundas, los costos “normales” del petróleo no han subido tanto como los precios de venta. En la Figura 3 vemos cómo el costo del barril de petróleo equivalente en México pasó, entre 2000 y 2007, de 3.16 dólares por barril a 4.36 dólares. En 2008, este costo fue de 6.16 dólares.

A pesar de estos inconvenientes, para el uso de un método exploratorio, de los más usados por Pemex, el sísmico 3D, está programado, de 2008 a 2012, usar el 72 por ciento de los recursos en las aguas profundas. En cambio, todo el Sureste, que concentró el 97 por ciento de la producción nacional en 2008, tiene asignado sólo el 15 por ciento de los recursos para ese medio de exploración.

En cuanto a la mencionada declaración del Director General de Pemex, en el sentido de que presta la atención que tiene a Chicontepec, porque “es ahí donde hay, de todos los proyectos que se tienen, hay más reservas”, hay algunas consideraciones.

Por lo pronto, es obvio que este señor presupone que las reservas son de las Llamadas “totales”, o bien probables o posibles, porque las reservas probadas,

como vimos, son el 4.8% de las nacionales. En comparación, las reservas probadas de Litoral e Tabasco, en la Región Marina Sur Oeste (RMSO), son el 5.9%; las de Bellota-Jujo, en la Región Sur, son el 8.9%; en esa misma región, las de Samaria-Luna, son de 11.7%. Estas tres juntas, que tienen casi toda la producción nacional de crudo ligero y super ligero, tienen el 26.6% de las reservas probadas; Cantarell tiene el 28.4% y su vecino Ku-Maloob-Zaap tiene el 28.5% de las reservas probadas nacionales. Como quien dice, Chicontepec está en el último lugar. En cambio, Chicontepec tiene más de la mitad de las reservas probables y posibles. ¿Se puede basar una política de desarrollo en “reservas” que no existen sino que tienen ciertas probabilidades de existir?.

En cuanto a los 3 millones de barriles de producción, ya vimos que Chicontepec produjo, en 2008, sólo el 1% del petróleo nacional. Pero tenemos que ver con más atención este caso.

En esa zona se había aumentado la producción, entre 2004 y 2008, de aproximadamente 20,552 barriles diarios a 29,200 barriles. 8,650 barriles diarios de aumento, estando de por medio cientos de pozos perforados a un altísimo costo en esa región. Pues bien, uno solo de los nuevos pozos de Litoral de Tabasco, el Xanab-DL1, tuvo una producción inicial de 9 mil 200 barriles diarios. Un solo pozo, además de crudo ligero y por lo tanto con bastante gas natural asociado, una sola perforación, al ser nuevo, aumentó la producción en una cantidad mayor que la que en Chicontepec, para un aumento menor, necesitaron 4 años y cientos de pozos, como veremos más adelante.

Eso no es todo. Había 1,004 pozos de desarrollo (los que no son de exploración) a fines de 2004. Si dividimos la producción de ese año, entre el número de pozos, nos resulta que cada pozo produjo, en promedio, 20.5 barriles diarios. Una cifra ridícula, si la comparamos con el mencionado nuevo pozo del Litoral de Tabasco, se necesitarían 450 pozos de estos de 20.5 barriles, para producir lo mismo que la producción inicial del Xanab-DL1. Una de las razones que explican un rendimiento tan pobre es la rápida tasa de declinación del petróleo en Chicontepec. Y esto debe tomarse muy en cuenta. Según el Informe 20-F, de Pemex a la SEC para 2008, en Chicontepec, el 31 de diciembre de 2008 se habían perforado en Chicontepec 1689 pozos en total, de ellos operaban 704 pozos”. Esto quiere decir que hasta ese momento, se tuvieron que tapar en total 985 pozos. Esto confirma que por más que se perforan cientos de pozos, los que salen de operación son más que los que producen. Así, a fines de 2008 había en operación casi 300 pozos menos que a fines de 2004. Además, el rendimiento promedio de 2008 de los 704 pozos que operaban y con una producción total, ya mencionada, de 29,200 barriles diarios, ese rendimiento promedio por pozo en 2008 fue de 41 barriles diarios. Esto quiere decir que para lograr la misma producción inicial de un solo pozo, el Xanab -DL1 del Litoral de Tabasco, se necesitarían 222 pozos promedio de 2008 de Chicontepec.

A pesar de eso, se plantea en el Diagnóstico perforar “1,000 pozos por año tan sólo en esa área, lo que se compara con el nivel actual de perforación de todas las cuencas, que sumó 675 pozos, en promedio por año, en los últimos 5 años.”

El ya citado Diagnóstico dice sobre este caso que “Los yacimientos de Chicontepec se caracterizan por su bajo contenido de hidrocarburos, baja permeabilidad y baja presión, por lo que la productividad de los pozos es reducida.”

“En cualquier caso, se estima que los costos de desarrollo y producción por barril serán significativamente superiores al promedio actual.

Contratos de Servicios Múltiples. Por si fueran pocos los problemas del proyecto de Chicontepec, es el campo de experimentación de los que se han llamado “Contratos de Servicios Múltiples”. Esos contratos, reconocidos con ese nombre, fueron firmados en el sexenio pasado para explorar y explotar el gas natural de la Cuenca de Burgos. Ésta abarca parte de Nuevo León y Tamaulipas, y del mar enfrente de est último estado. Algunos de sus rasgos principales son: Concesiones a largo plazo para muchas obras y servicios que vayan surgiendo en determinada región, la cual se entrega a la empresa “ganadora” de la licitación.

En todos los concursos hubo sólo una oferta en el momento del fallo final: o bien se retiraron las otras, o hubo sólo una desde el principio.

La duración del contrato, fue de 15 o 20 años.

Los trabajos incluyeron todo lo relacionado con el desarrollo, explotación y suministro a Pemex del gas natural de la región asignada. Esto incluye desde la perforación o modificación de pozos y el tendido de ductos, hasta obras auxiliares como construcción de caminos y demás.

Los precios unitarios establecidos tienen factores de ajuste con las variables que afectarían el costo: tasas de interés de referencia, tipo de cambio, etc.. Con esto, todos los riesgos de esta naturaleza los absorbe Pemex. Y si alguien le llama “capital de riesgo” a este tipo de inversión de las transnacionales, pues es el puro nombre.

Los pagos por las estimaciones de una obra determinada, la cual ya no requiere ser contratada, se reparten en 4 años. En el primer año, se paga 40%, en el siguiente 30%, en el tercero 20% y en el final 10%. La tasa de interés es LIBOR más “150 puntos base”, o sea que la empresa “ganadora” se convierte también en banco.

Si se rebasa un “limite de pago mensual”, se acumula el remanente no pagado con el resto de la deuda. Cuando el contratista termina una obra, ese límite ya no cuenta y se debe pagar entre el mes de la terminación y el siguiente mes.

La empresa ganadora del concurso presenta a Pemex el programa de trabajo, y Pemex simplemente lo acepta o sugiere cambios.

Este Programa de Trabajo sustituye a lo que entre nosotros sería el Proyecto de Obra. En vez de que la entidad pública tenga ya el proyecto y lo use como base de la licitación, es la empresa misma la que va desarrollando proyectos en la zona que le fue asignada. Suponiendo que se supervisara la obra, ¿contra qué base sería la supervisión?

No hay un aval de Pemex a los créditos que obtenga el contratista; pero sí la obligación de Pemex de hacer los pagos mencionados, de los cuales vendrían los recursos para que el contratista pague lo necesario en su momento, si pidió prestado.

La exención de responsabilidad de las empresas por caso fortuito o fuerza mayor, abarca conceptos como huelgas o disturbios laborales “en México”, y “cualquier cambio en las Disposiciones Aplicables” por parte de alguna autoridad.

Las autoridades federales a cargo, hace años, quisieron modificar las leyes de Adquisiciones y de Obras, para ocultar su violación a la Constitución con los Contratos de Servicios Múltiples (CSM). No lo lograron:

El Senado rechazó que se permitiera la subcontratación de trabajos con terceros. También se rechazó la creación de una comisión “independiente” y sin fuerza, para tratar lo relativo a estos casos (como la CRE).

Así mismo, se rechazó la llamada subasta descendente (las empresas concursantes van ofreciendo precios más baratos para ganar), que afectaría la calidad de las obras y su cumplimiento, y se rechazó la vigencia de largo plazo de los contratos (los 15 o 20 años).

Sin la seguridad para las empresas, se dejaron de concursar este tipo de contratos por un tiempo. Pero siguió la vigencia de los ya firmados, pese a que violaban las leyes. Hubo por lo menos una demanda contra una de las empresas, la española Repsol, pero hasta el momento los fallos judiciales han sido favorables a la transnacional.

Ahora, vemos de nuevo, en inglés, el nombre de estos contratos: Múltiples “Service Contracts”. Está en el sitio de internet de una empresa que ofrece servicios e información a empresas interesadas en establecer contratos con Pemex:

http://www.aramoni.com. Bajo ese subtítulo, se incluyen sobre todo los contratos de perforación de Chicontepec (no se incluyen otras zonas petroleras mexicanas) pero también hay un contrato “Burgos VIII-A”, que tendría el fallo el 2 de julio de 2009. El contenido del Contrato es “Desarrollo de campos de gas (perforación/infraestructura/mantenimiento)”. Están en proceso Burgos VIII-B, y VIII-C.

Incluye también como Contratos de Servicios Múltiples (CSM) a los llamados proyectos Chicontepec II, III, IV y V. “Chicontepec II”, adjudicado a Dowell Schlumberger, conocido abreviadamente como Schlumberger, desde junio de 2007, con una duración de obra de 4 años; por la comparación de costos se estima en 1000 pozos. “Chicontepec III”, adjudicado a Schlumberger, el 11 de marzo de 2009, 500 pozos, Este último contrato fue por 687 millones de dólares (Boletín Núm. 055 de Pemex). Dividiendo entre los 500 pozos el costo por pozo fue de 1.374,000 dólares.

“Chicontepec IV”, que es el que se adjudicó a Weatherford el 30 marzo de 2009, 500 pozos Este fue por 646 millones (Boletín 077), y dividiendo entre 500, 1,292,000 dólares por pozo. El costo promedio se puede estimar en por lo menos 1,300,000 dólares por pozo. “Chicontepec V” fue declarado desierto y se espera nueva convocatoria en el momento en que escribimos esto.

Hay otros dos contratos, que localizamos por otras fuentes. Son para 300 pozos cada uno, y ambos se adjudicaron a Weatherford. Los dos contratos se firmaron el 25 de junio de 2008. Sumando el número de pozos de los 5 contratos firmados sobre perforaciones en Chicontepec, son 2,600 pozos. Sólo se repartieron entre las dos empresas mencionadas, 1,500 para Schlumberger y 1,100 para Weatherford.

Incluimos una información de actualidad, sobre dos de esos CSM de Burgos. El 29 de mayo, en La Jornada se informa que “La Auditoría Superior de la Federación determinó que Petróleos Mexicanos (Pemex) infló el costo de las bases de licitación de dos contratos de servicios múltiples para la exploración, perforación y mantenimiento de pozos de gas no asociado en la cuenca de Burgos durante 20 años, que fueron adjudicados en 2003 a la transnacional española Repsol y a la ítalo argentina Techint–asociada con Industrial Perforadora de Campeche –, para que otras empresas no pudieran participar.”

“Con ello, determinó el órgano fiscalizador, se maniobró para limitar la participación de empresas concursantes, y con ello dio respuesta a una solicitud de la Cámara de Diputados para investigar los presuntos actos de corrupción y enriquecimiento del ex subdirector de la Región Norte de Pemex Exploración y Producción (PEP) en Veracruz, Alfredo Guzmán Baldizán, designado integrante de la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 20 de mayo pasado.”

Respecto del primer caso, el órgano fiscalizador señaló: la entidad fiscalizada estipuló un costo de las bases en ventanilla única de PEP y Compra Net de un millón 354 mil 600 pesos y un millón 177 mil 900 pesos, respectivamente, y para el segundo proyecto, de 818 mil 400 pesos y 711 mil 700 pesos.”

Con esta nota, vemos por qué siempre llegaba nada más un “competidor” a los concursos por los CSM de Burgos.

Hace poco se dieron a conocer las auditorías de la Auditoría Superior de la Federación (ASF), para 2007. En el Informe de Resultados para ese año, se señala que los trabajos en varias áreas, incluida “Aceite Terciario del Golfo”, que veíamos que es el nombre de Ch icontepec, se hicieron con Pidiregas, o sea deuda. Se usó dinero prestado. En este y otros casos “PEP no llevó a cabo un proyecto definido que sustente que la inversión producirá los recursos suficientes para su amortización y obligaciones asumidas”, o sea para pagar el dinero prestado y los intereses u otras obligaciones sujetas a los préstamos.

Sigue el informe diciendo que esto “incumple el artículo 18, párrafo primero, de la Ley General de Deuda Pública que establece que „los proyectos a cargo de dependencias del Gobierno Federal que requieran financiamiento para su realización, deberán producir los recursos suficientes para su amortización y obligaciones que asuman‟”. Ya sabemos que la impunidad de los funcionarios es cotidiana, pero esta auditoría les quita toda autoridad moral para defender públicamente estos proyectos ilegales. Además, se confirma la reiterada afirmación de que esos proyectos no son costeables.

Vamos a comparar algunos datos de uno de los dos contratos de junio de 2008 con Weatherford, para ver en qué se parece, y en qué no, a los CSM de Burgos del sexenio pasado. A Weatherford se le llama “El Contratista”.

Recordamos que estos dos contratos se firmaron el 25 de junio de 2008. o sea antes de la vigencia de la actual legislación, para perforación y terminación de pozos petroleros en Chicontepec, anexo B, página 72:

“10. Responsabilidades de Ingeniería y Operación”

“Para la perforación de los pozos designados, PEP es responsable de proporcionar el diseño básico de la perforación en cuanto a profundidad y geometría del pozo.”

“El Contratista es responsable de la ingeniería de operación de las actividades de perforación de pozos, así como de la instalación, desmantelamiento, transporte y programas de mantenimiento de los equipos de perforación.”

“Para la etapa de perforación de los pozos designados, el Contratista es responsable de elaborar el programa de fluidos de perforación, programa y selección de barrenas, programa hidráulico y condiciones de operación, diseño de los aparejos de fondo y planeación de la perforación direccional y diseño de la cementación de las tuberías de revestimiento.”

“Con base en la información básica del pozo que proporciona PEP, el Contratista proporcionará la planeación, los diseños detallados, cálculos, pruebas de laboratorio y recomendaciones de ingeniería de perforación, así mismo son funciones del Contratista coordinar, dirigir y ejecutar los trabajos de perforación, previstos en el programa e perforación de los pozos.”

Aquí termina este listado, en el que “el Contratista” hace casi todo, desde lo que se llama proyecto ejecutivo hasta la obra misma.

La diferencia más notoria es que ya no se trata de plazos de 15 o 20 años. El contrato que acabamos de comentar da fechas para la obra del 1º de julio de 2008, a más tardar al 31 de diciembre de 2009. De los otros que hemos visto de Chicontepec, el que implica mayor duración de la obra es de 4 años, y es el firmado en junio de 2007.

Otra diferencia es que los contratos de Burgos adjudicar una gran extensión de terreno, y los de Chicontepec establecen las funciones a realizar, aunque no se diga formalmente, por ejemplo, “500 pozos”. Pero no está claro si la selección de los pozos a perforar equivale a una región, porque todos estén en la misma y sólo haya pozos de esta empresa en esa región.

Una semejanza, tal vez la más importante, es la gran cantidad y variedad de tareas, suministro de bienes y servicios que incluyen los contratos de Chicontepec, desde el proyecto hasta el final de la obra, pasando por el suministro de lo que se necesite y la realización de las obras.

En relación con si los pozos están “acomodados” por región, ya toda una serie de versiones en los medios de difusión, y por lo menos una declaración oficial, en el sentido de que se ha dividido a Chicontepec en 8 sectores para fines de su desarrollo. El 18 de febrero de 2009, se anunció que Pemex va a dividir Chicontepec en ocho sectores, y que el día anterior lo dijo, por radio, el Director de Pemex Exploración y Producción. En el Anexo A de mencionado contrato con Weatherford, de junio de 2008, aparece un borroso plano de los ocho sectores (Figura 4).

En el Reporte trimestral financiero de Pemex al 31 de diciembre de 2008, se dice que “derivado de la reforma energética aprobada en el cuarto trimestre de 2008, se encuentran en proceso de elaboración los primeros contratos incentivados para la exploración de aguas profundas y en Chicontepec.” Esto confirma cuál era el objetivo de los altos funcionarios, en cuanto a sitios.

Alternativas en relación con las reservas, la producción y el aprovechamiento del petróleo y el gas.

Ya vimos que son falsas las alternativas basadas en meter un dineral a las regiones de aguas profundas y de Chicontepec. Es preciso ver qué alternativas sí funcionan.

Dentro de la exploración y explotación de petróleo y gas, se debe tomar encuenta que las zonas consideradas como”viejas” tienen dentro de sí áreas nuevas. Ya vimos el ejemplo del pozo de Litoral de Tabasco que tuvo una producción inicial superior al aumento de toda la producción de Chicontepec en 4 años.

Un ejemplo de un área relativamente nueva. El activo Litoral de Tabasco aumentó su producción de crudo de 96 mil barriles diarios en 2005 a 194 mil en 2007 y 192 mil en 2008. Es decir, subió al doble en dos años, de 2005 a 2007. Es crudo ligero, que tiene mejor rendimiento, por ejemplo, en una refinería, que el pesado, no digamos el super pesado de Ku-Maloob-Zaap (KMZ).

Una semejanza, tal vez la más importante, es la gran cantidad y variedad de tareas, suministro de bienes y servicios que incluyen los contratos de Chicontepec, desde el proyecto hasta el final de la obra, pasando por el suministro de lo que se necesite y la realización de las obras.

En relación con si los pozos están “acomodados” por región, ya toda una serie de versiones en los medios de difusión, y por lo menos una declaración oficial, en el sentido de que se ha dividido a Chicontepec en 8 sectores para fines de su desarrollo. El 18 de febrero de 2009, se anunció que Pemex va a dividir Chicontepec en ocho sectores, y que el día anterior lo dijo, por radio, el Director de Pemex Exploración y Producción. En el Anexo A de mencionado contrato con Weatherford, de junio de 2008, aparece un borroso plano de los ocho sectores (Figura 4).

En el Reporte trimestral financiero de Pemex al 31 de diciembre de 2008, se dice que “derivado de la reforma energética aprobada en el cuarto trimestre de 2008, se encuentran en proceso de elaboración los primeros contratos incentivados para la exploración de aguas profundas y en Chicontepec.” Esto confirma cuál era el objetivo de los altos funcionarios, en cuanto a sitios.

Alternativas en relación con las reservas, la producción y el  aprovechamiento del petróleo y el gas.

Ya vimos que son falsas la alternativas basadas en meter un dineral a las regiones de aguas profundas y de Chicontepec. Es preciso ver qué alternativas sí funcionan.

Dentro de la exploración y explotación de petróleo y gas, se debe tomar en cuenta que las zonas consideradas como ”viejas” tienen dentro de sí áreas nuevas. Ya vimos el ejemplo del pozo de Litoral de Tabasco que tuvo una producción inicial superior al aumento de toda la producción de Chicontepec en 4 años.

Un ejemplo de un área relativamente nueva. El activo Litoral de Tabasco aumentó su producción de crudo de 96 mil barriles diarios en 2005 a 194 mil en 2007 y 192 mil en 2008. Es decir, subió al doble en dos años, de 2005 a 2007. Es crudo ligero, que tiene mejor rendimiento, por ejemplo, en una refinería, que el pesado, no digamos el super pesado de Ku-Maloob-Zaap (KMZ).

El gas asociado, ahí mismo, pasó de 223 millones de pies cúbicos diarios en 2005, a 448 millones, poco más del doble, en 2007, y a 454 millones en 2008. El gas asociado es más abundante mientras más ligero sea el crudo.

Tenemos datos de la Región Marina Sur Oeste en su conjunto, y su producción de crudo super ligero aumentó de 0 en 2002 y 0.4 en 2003, a 96 milbarriles diarios en 2007, y bajó un poco a 84 mil en 2008.

En cuanto a reservas probadas de crudo, que, como vimos, son las que cuentan, las que están en “los campos descubiertos en 2008”, fueron 244.8 millones de barriles, y todos ellos están en el Sureste. Hacemos notar que aquí la clasificación se basa en el sureste en general. Pero no hubo nada en Chicontepec ni, menos aún, en las aguas profundas. Estos son hechos contantes y sonantes.

En cuanto al gas natural de la Región Sur, la producción pasó de 42 millones de pies cúbicos diarios en 2005, a 67 millones en 2008. Aumentó el 60%. Es resultado, también, del efecto ya mencionado del crudo ligero y super ligero.

Vamos a comparar el rendimiento en gas asociado del KMZ y del Litoral de Tabasco. KMZ produjo, en 2008, 706 mil barriles diarios de crudo, y 273 millones de pies cúbicos diarios. En el mismo período, Litoral de Tabasco produjo 192 barriles diarios de crudo, y 454 millones de pies cúbicos diarios. El rendimiento, dividiendo el segundo (gas) entre el primero (crudo), en KMZ fue de 0.386 millones de pies cúbicos por millar de barriles. En el Litoral, fue de 2.36 millones de pies cúbicos por millar de barriles de crudo. Dividiendo el resultado de este último (Litoral) entre el anterior (KMZ), resulta que por cada barril de crudo, Litoral de Tabasco nos da 6.1 veces más gas que KMZ.

Esto es una muestra que es un factor importante qué tan ligero o pesado es el

crudo que nos da un yacimiento.

Vamos a ver cómo está nuestra zona que tiene la mayor parte de la producción, en la Figura 5. Tradicionalmente, se ha perforado hasta 200 metros de profundidad (la primera línea no continua, en el mapa). Lo lógico es seguir, además de esta misma zona que todavía tiene posibilidad, en la franja de 200 a 500 metros,

no irse a lo más y más profundo “saltándose” esta franja. Dentro de ella, las partes amarillas tienen crudo super ligero, y también una continuación bajo la superficie terrestre, sobre todo en Tabasco aunque no exclusivamente. De ahí los buenos resultados en partes de la Región Sur.

Es razonable dar una primera prioridad a las partes amarillas y verdes, con crudos más ligeros, aunque se sigan explorando las partes azules para poder mantener una buena producción.

Para demostrar lo abandonadas que han estado estas zonas, mencionamos los pozos terminados en Litoral de Tabasco: en 2005, 2006, 2007 y 2008 fueron 9, 16, 6 y 15 pozos terminados. Frente los cientos de pozos anuales perforados en Chicontepec, con una producción miserable, y la meta de mil pozos por año en esa misma región.

Además de estas regiones y su extensión como se muestra en el mapa, es necesario volver a explorar y en su caso explotar, zonas abandonadas, sea en producción o en proceso de exploración, ya con los conocimientos actuales.

Recursos adicionales para la exploración. Se debe acabar con el esquema que ha operado, que da 90 por ciento de los recursos a sacar el petróleo y el gas sin asegurar reservas para el futuro. Se debe dar preferencia a zonas con crudo ligero y gran porcentaje de gas natural asociado, y a zonas que permiten un desarrollo más económico y eficiente.

Recursos adicionales para el desarrollo integral. Se requiere desarrollo integral, por un lado, de refinerías, producción de refinados, y de petroquímicos primarios derivados de los refinados y del gas natural. Por otro lado, eliminación de la quema del gas natural, desarrollo de la exploración y producción de gas, procesamiento del mismo y su uso para la producción de petroquímicos.

Estas medidas deben ser parte del proceso para lograr la autosuficiencia en gas natural, en gasolinas y diesel y de los demás refinados. Las medidas complementarias incluyen el uso eficiente de estos energéticos, la reducción del desperdicio y la diversificación de las fuentes de generación de electricidad y, en general, de energía.

Por el lado de la oferta, debemos utilizar al máximo posible la capacidad instalada de nuestras refinerías, actualmente subutilizadas. Y debemos aumentar nuestra capacidad de refinación.

Dentro de las refinerías, es urgente la instalación de más hidrodesulfuradoras que permitan, entre otras cosas, un uso más amplio del diesel, especialmente en coches. El diesel, además de ser más barato, es más eficiente que la gasolina (se estima la diferencia en un 10 por ciento), y estaríamos reduciendo las importaciones de esta última.

Y lo que habíamos señalado, desarrollo intensivo de las fuentes renovables de energía, para reducir el consumo de combustibles en la generación de refinados y lograr un mejoramiento ambiental.

Por el lado de la demanda, se requieren medidas como las siguientes:

Es preciso estimular la producción de etanol (alcohol de caña), empezando por su función como oxidante y antidetonante, sustituyendo a sustancias venenosas como el MTBE ahora empleado. Se debe producir el etanol, también combustible, a partir de cultivos que no sean alimentos básicos como el maíz o el frijol soya. Se han hecho pruebas para producir etanol a partir de plantas que no sólo no son alimentos o de otra utilidad básica, sino que tampoco usan las clases de suelo que usan nuestros básicos. Mientras, se debe aprovechar lo existente para producir alcohol a partir de la caña de azúcar, como ya se ha estado haciendo pero de modo que este producto sea compatible con su aplicación de mezclarse con las gasolinas.

También se reduce la importación de gasolina con estímulos fiscales a la compra de coches con motores híbridos, que consumen hasta la mitad de gasolina que los actuales.

Las flotillas de transportes del sector público deben ser convertidas al uso de los combustibles alternativos mencionados.

Se deben transferir volúmenes de carga por carretera, y de pasajeros, hacia los ferrocarriles. Se debe volver a construir el sistema ferroviario, incluyendo trenes rápidos que disminuyan no sólo el uso del automóvil, sino de los aviones.

Se debe alentar el transporte público en las ciudades. Se debe aumentar la eficiencia de los automóviles existentes y reducir su consumo de combustible. Como ya se hizo cuando se fueron sacando de la circulación los coches con motor de ocho cilindros, debe irse reduciendo al mínimo el número de coches, camionetas y otros vehículos “traga gasolina”.

La combinación de estas medidas que atacan el problema por el lado de la oferta y el de la demanda, permitirá avanzar hacia la autosuficiencia en refinados y de gas natural.

Para no desperdiciar tanto gas natural en la generación de electricidad, suprimir su importación y poderle dar mejores usos como materia prima, procede la diversificación de las fuentes de generación de energía:

Hidroelectricidad, sin inundar zonas amplias, aprovechando los recursos para fines diversos. Energía eólica, incluyendo el conocimiento de nuestros recursos naturales, especialmente sitios con un régimen constante de vientos. Combinación de la energía eólica y la hidroeléctrica donde su distribución a lo largo del año lo indica. Diseños específicos para nuestros regímenes eólicos. Geotermia, usando tecnologías limpias y eficientes, en vez de las usadas por la CFE en las plantas existentes; y explorar zonas marinas con buenas posibilidades, no sólo los sitios en tierra.

Ejemplos de mejor aprovechamiento de los proyectos energéticos.

Los tecnócratas y burócratas del sector han querido aislar los proyectos de tal o cual fuente de energía, pero la realidad es una sola. En cuanto a las plantas hidroeléctricas, no se puede ignorar a los ríos, en el Grijalva vemos un ejemplo, con inundaciones, suspensión de la generación de electricidad y compra de energía de punta, tres veces más cara que la normal, a empresas privadas que generan con gas caro, etc. Es necesario el mantenimiento regular, no sólo de las plantas, sino de los ríos incluyendo el desazolve y en especial el dragado. Por otro lado, se deben aprovechar las obras y usar el agua del río para piscicultura, para cultivos con riego eficiente, etc.

En el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 20072016, Apéndice A, sección A-8, se dice:

“Es de suma importancia reconocer que las restricciones de generación mínima en el parque termoeléctrico, especialmente en los Productores Independientes de Energía (se les ha supuesto 50%), restan flexibilidad a la operación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas ya que Angostura tiende a operar por arriba de sus niveles de seguridad, lo que repercute no sólo en mayores riesgos de inundaciones en la cuenca del río Grijalva, sino en una menor generación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas. Esto se reflejaría también en costos de operación del Sistema Interconectado Nacional considerablemente mayores.” Este documento oficial, anterior a las inundaciones, las prevé claramente y también su relación con la preferencia a las empresas privadas, a los Productores Independientes de Energía. También muestra que no se trata de un simple accidente o incidente, pues técnicamente todo estaba previsto.

Ya en el terreno de las inundaciones, además de lo ya mencionado, no se deben apilar costales de arena, que luego el río crecido arrasa y que el arena contribuye, junto con lodos, basura y demás, a llenar el fondo del río y a que le quepa menos agua, con lo que son más fáciles ésa y las siguientes inundaciones. Deben construirse diques de concreto, en vez de apilar costales. Al contrario, por eso estamos planteando el dragado del fondo de ríos, especialmente en la desembocadura, y de los vasos de las presas.

Hay proyectos, como el de La Parota, que está frenado por la oposición de la población. Primero, no se debe hacer antes el trato con las empresas privadas y luego vemos qué con la gente de ahí. En primer lugar, se debe consensar con la población. Segundo, se debe usar mano de obra local. Y en vez de entregar todo a contratistas, construir como antes con recursos propios, y dar preferencia a los materiales y equipos de fabricación nacional. Tercero, los proyectos deben ser causar el menor daño posible a la población y a la región. El proyecto oficial desaloja a unas 25 mil personas y desaloja poblaciones enteras. En el caso del Río Papagayo, la CFE tiene identificados 14 sitios para posibles presas más pequeñas. Escogiendo 5 o 6 de ellas, de acuerdo con la población y con criterios técnicos, la zona inundada puede llegar a ser 2 por ciento de lo que inunda el proyecto oficial actual. Son pequeñas zonas inundadas, y las casas que se inunden pueden ser sustituidas por otras nuevas en sitios cercanos, que no deshacen familias ni comunidades.

El vapor de salida de las plantas termoeléctricas y de las geotérmicas debe ser aprovechado para desalación de agua del mar, y para usos que requieren temperaturas menores que la necesaria para generar electricidad, pero utilizables en general. Esa agua desalada en zonas semidesérticas también debe ser empleada en el riego eficiente.

Deben ser aprovechadas las propiedades de las distintas plantas generadoras, contando con el terreno y condiciones que tenemos. Por ejemplo, hay que unir la red del norte de Baja California y San Luis Río Colorado, Son., con la del resto de Sonora, con una línea de transmisión. Se puede aprovechar la energía, que es constante a diferencia de la demanda, de la geotérmica de Cerro Prieto, y luego

otras que se instalen. En temporada y en momentos de consumo eléctrico bajo, se puede llevar energía de Cerro Prieto a las hidroeléctricas del sur de Sonora y de Sinaloa y con ella bombear agua hacia arriba de las presas. Con ello, tenemos una reserva de energía que se puede usar en las horas de mayor demanda.

También debemos aprovechar que cuando el viento en La Ventosa es más intenso, es cuando hay sequía, y cuando los vientos son más tenues, es temporada de lluvias o cercana a las lluvias. La Ventosa está cruzada por líneas alimentadas por las hidroeléctricas del Río Grijalva, y se puede usar la combinación de ambos tipos de generación, con más eficiencia.

Conclusiones

Vimos cómo es extremadamente caro, y muy, muy tardado, recurrir a la perforación en aguas profundas como solución a la declinación de la producción nacional, especialmente en Cantarell. Vimos también que el estar perforando cientos de pozos en Chicontepec, para que el año pasado, ya con cientos de pozos operando, se produjo ahí sólo el uno por ciento de la producción nacional de crudo; y se llegó al 4.8 por ciento de las reservas probadas del país, que son las reales, el primero de enero de 2009. Vimos que de la información oficial incluso, se desprende que de las aguas profundas puede empezar a salir una cantidad importante de petróleo, si llega a salir (no hay reservas probadas), será en plazos demasiado largos, incluso décadas. Y en Chicontepec, ya vimos que los pozos declinan rápidamente y por más que hagan, no va a llegarse a una producción importante, como para sustituir el decaimiento de Cantarell, y pronto también el decaimiento de KMZ.

Vimos también que hay alternativas mucho más viables, y mucho más baratas. Las que no usan combustible, cuestan sobre todo al principio, al construirse, luego ya no gastamos gasolina, ni diesel, ni gas natural, etc. Y las alternativas no sólo son para generar energía, sino para usarla más racionalmente.

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