¿Qué se requiere para el desarrollo exitoso del shale en México?

Mapa de regiones con plays de shale gas en México

Por José Pablo Rinkenbach

El esquema fiscal, contractual y económico para la explotación de los recursos convencionales no es apropiado para la producción de recursos en lutitas.

Por sencillo que parezca, la primera y más importante consideración para el desarrollo exitoso de la industria de recursos no convencionales de shale es reconocer su calidad de recurso no convencional. No obstante la simplicidad y lo lógico de esta afirmación, en varios países, incluyendo México, se ha utilizado un esquema fiscal, contractual y económico inspirado en el modelo de explotación de yacimientos convencionales. A diferencia de los yacimientos convencionales, el shale se caracteriza porque:

  1. No existe fase exploratoria como en los yacimientos convencionales, ya que desde el inicio se conoce donde se ubica la roca madre.(1) En este sentido, los trabajos exploratorios en yacimientos no convencionales consisten en identificar los sweet spots. Los primeros trabajos geológicos, geofísicos y de perforación no tienen por objetivo el descubrimiento de una estructura petrolera, sino identificar el volumen de roca disponible, así como su composición química y el potencial de ser fracturada. Por ello: o No existe per se un “descubrimiento comercial”, sino el objetivo consiste en ubicar dichos sweet spots donde se anclará el desarrollo. o No tiene sentido económico contemplar cláusulas de devolución de área para incentivar actividad exploratoria acelerada. De hecho, las cláusulas de devolución de área afectan sensiblemente la rentabilidad de los proyectos, que a su vez impacta en el atractivo y éxito de las rondas petroleras.
  2. No existe un yacimiento o campo per se, sino un “volumen de roca madre”. Por ello, en shale se habla acerca de la necesidad de “crear un yacimiento” a través del uso de técnicas de perforación horizontal y de fracturas. Por esta razón: o No puede existir un plan de delimitación del yacimiento. o No hay necesidad de contemplar dentro de los contratos cláusulas de unificación de yacimientos.
  3. Si bien no existe riesgo exploratorio per se, sí existe riesgo geológico, dado el potencial de la calidad de la formación y su “fracturabilidad”. En este sentido, los estimados de potencial de reservas y de producción no son tan robustos como en yacimientos convencionales. Los estimados de potencial para shale dependen preponderantemente de qué tan “fracturable” es cada pozo. Por anterior, no se pueden extrapolar con alto grado de certidumbre los resultados de pozos pasados para los pozos futuros a perforar.(2)
  4. No existe un “programa de trabajo predeterminado” ni un “plan de desarrollo” para el proyecto, ya que ex ante se desconoce tanto la calidad como la fracturabilidad de cada sección de la roca madre y por consiguiente económicamente qué tan rentable será la perforación. Por ello no existe un nivel óptimo de perforación, sino que dicha actividad se da de manera continua y hasta en tanto los niveles de producción a nivel de cada pozo permitan recuperar las inversiones y gastos involucrados.
  5. La productividad de los pozos de shale sigue un patrón asintótico, por lo cual el mayor aporte económico se registra durante los primeros 2 a 4 años. Por ello, el comportamiento del pozo con posterioridad se vuelve irrelevante en términos económicos.
  6. El tamaño del área y la existencia de sísmica 3D inciden considerablemente en la identificación de los sweet spots y por consiguiente en los estimados de potencial y de rentabilidad de cada proyecto, ya que determinan el “volumen de roca madre explotable”.

Si bien los recursos no convencionales como shale tienen varias diferencias vis a vis los yacimientos convencionales, como las mencionadas anteriormente, los dos aspectos económicos más distintivos son:

  1. Limitadas economías de escala por requerimientos continuos de inversión para mantener niveles de producción y
  2. Rendimientos marginales decrecientes de los pozos adicionales a perforar.

Los dos puntos anteriores implican que, a diferencia de lo que ocurre con los desarrollos de yacimientos convencionales, en shale no exista una relación lineal o directa entre el tamaño de un proyecto y su rentabilidad o tasa interna de retorno.

No obstante lo crítico de lo antes mencionado, en México la discusión del desarrollo del shale pareciera que se ha reducido al tipo de modelo contractual requerido: licencia vs.contrato de producción o ganancias compartidas. De hecho, en el país existe la creencia generalizada que el modelo de contrato es el elemento más crítico para garantizar el éxito del desarrollo de un proyecto de explotación y producción petrolera, cuando a nivel internacional se observa que es un “elemento necesario mas no suficiente”. Incluso en México se observa cierta predisposición por el uso del esquema de licencias para el desarrollo de shale, ya que el simple uso de éstas “garantiza” el éxito, puesto que así ha sucedido en los Estados Unidos.

A nivel internacional el uso de un tipo de modalidad contractual sobre otro se ha dado más por una familiaridad de las autoridades con el esquema (ya sea licencias o contratos de producción o ganancias compartidas) que por un análisis técnico detallado acerca de cuál esquema es más conveniente.

Por lo anterior, no extraña que en el desarrollo del shale en Estados Unidos se utilicen licencias, en Indonesia contratos de producción compartida (CPC) y en Brasil ambos. Curiosamente en Estados Unidos, Indonesia y Brasil se utilizan para el desarrollo de yacimientos convencionales las licencias, los CPC y ambos, respectivamente.

Si bien el desarrollo del shale en los Estados Unidos ha sido, sin lugar a dudas, un caso de éxito a nivel internacional, los factores y el contexto bajo el cual se dio dicho fenómeno son sustancialmente diferentes al caso mexicano y al de la mayoría de los países a nivel internacional. El desarrollo del shale a nivel internacional se encuentra en una etapa todavía muy incipiente por lo que aún no se puede afirmar contundentemente si el esquema de licencias es superior al de CPC o viceversa. De hecho, hace un año la India constituyó un comité encargado de analizar las ventajas y desventajas de los diversos esquemas contractuales para el desarrollo del shale en su país. A la fecha, dicho comité aún no ha publicado sus conclusiones.

Un aspecto crítico en el éxito del shale en los Estados Unidos ha sido (i) la existencia de infraestructura instalada y (ii) su régimen fiscal. Dada la limitada presencia de economías de escala en shale, la existencia de infraestructura instalada mejora sensiblemente las economías de estos proyectos. Por ejemplo, mientras que en Europa los proyectos de shale gas tienen un precio de equilibro de alrededor de $7 a $8 dólares por MMBTU, en los Estados Unidos el nivel es alrededor de $3.5 dólares. Esto último resulta sumamente crítico para el armado de la ronda petrolera de shale en México, ya que implica que la misma sea diseñada tomando en cuenta que:

  • El desarrollo de shale debe realizarse agresivamente y no de manera gradual y por etapas. Un desarrollo masivo (i) facilitaría la generación de economías de escala en la infraestructura de superficie que no existe y que incide de manera importante en la rentabilidad de estos proyectos y (ii) minimizaría la posibilidad de monopolios naturales.
  • El tamaño de los bloques deberá ser mucho mayor que lo observado en yacimientos convencionales para mejorar las economías de los proyectos. Mientras que en Polonia se ha utilizado un tamaño de 100 km2 que no ha atraído a un número elevado de inversionistas, en China los bloques han oscilado entre 5,000 y 10,000 km2 y ha sido muy exitoso. Posiblemente, el tamaño en México para los bloques en shale podría ubicarse en entre 1,000 y 3,000 km2 dado el muy bajo nivel de actividad en un área mayor a los 100 mil km2.
  • El modelo contractural y fiscal deberán ser suficientemente flexible para ir evolucionando conforme se vaya generando nueva información. En la actualidad, se han perforado alrededor de 20 pozos en shale en todo México y la cantidad de sísmica 3D disponible es muy baja.

Es crítico reconocer que el régimen fiscal es tan o más importante que el modelo contractual para el desarrollo exitoso del shale. Si la discusión en México se limita a análisis reduccionistas acerca de si la licencia es o no superior al contrato de producción/ganancias compartidas, estaremos condenando el desarrollo del shale en el país al fracaso. La principal diferencia económica entre una licencia y un contrato de producción/ganancia compartida es que la licencia por diseño original permite la consolidación fiscal, que incentiva mayor actividad en áreas con alto riesgo geológico o requerimientos exploratorios.

Un régimen fiscal que minimice la consolidación fiscal hace económicamente indiferente una licencia de un contrato de producción/ganancia compartida. Las iniciativas de Ley en materia energética en México están diseñadas bajo una visión de ring fencing donde se limita la consolidación fiscal a nivel de cada contrato.

En el caso de los Estados Unidos, el régimen fiscal de shale permite la consolidación fiscal y adicionalmente tiene una estructura que incentiva la búsqueda continua por parte de los operadores de mejoras tecnológicas para obtener un mayor beneficio después de impuestos. Por ello no es extraño que las mejoras tecnológicas en shale se desarrollen precisamente en este país.

La importancia del régimen fiscal para el desarrollo del shale se puede ejemplificar aún con más claridad con el caso de Polonia, donde, a pesar de tener niveles atractivos de recursos de shale, se cometieron errores básicos de diseño fiscal petrolero que han afectado el desarrollo de dicha industria. No obstante que el shale por estructura registra rendimientos marginales decrecientes, Polonia utiliza esquemas de “factores R” que limitan innecesariamente la rentabilidad de los proyectos, lo cual consecuentemente reduce el atractivo económico para invertir en proyectos de este tipo en ese país.

Incluso existe un caso más extremo de diseño fiscal incorrecto que el de Polonia, y éste es el de Argelia, que utiliza conceptos de factor R y establece una tasa interna de retorno máxima de 20%. Este diseño asume que la tasa interna de retorno es el indicador más relevante para un operador petrolero, cuando en realidad es el valor presente neto. Adicionalmente, el diseño fiscal de Argelia olvida que la tasa interna de retorno en shale es dramáticamente diferente para los primeros 3 años vis a vis los siguientes 15 a 20 años de la vida productiva de un pozo, es decir, los proyectos de shale requieren tasas de retorno anormalmente elevadas en los primeros años para compensar las muy bajas tasas de rentabilidad de los siguientes 15 a 20 años.

Contrario al caso de Argelia, destaca el caso del Reino Unido que incluso ha diseñado un régimen fiscal que otorga a un beneficio fiscal a través de un uplift, que genera que la tasa interna de retorno de los proyectos petroleros sea mayor después de impuestos que antes de los mismos.(3) Incluso se puede mencionar también el caso de Alemania que, debido a su política de sustitución de energía nuclear y su diversificación de fuentes de suministro del gas ruso, levantó recientemente su moratoria en shale gas y ahora incluso permite la consolidación fiscal, un carry foward indefinido y tiene un impuesto federal sobre la renta de 15% a 20.5%., el cual es aproximadamente la mitad de lo observado a nivel internacional.

No obstante las características peculiares del shale, en México se cuenta con un régimen fiscal más apegado al viejo paradigma que no diferencía entre yacimientos convencionales y no convencionales. Las iniciativas de leyes secundarias en materia fiscal sólo contemplan las diferencias entre aceite, gas asociado y no asociado, pero no los tratamientos diferentes por el origen del yacimiento de donde provienen dichos productos, es decir, yacimientos convencionales o no convencionales. Es clave recordar lo señalado en el párrafo introductorio de este artículo: “Por sencillo que parezca, la primera y más importante consideración para el desarrollo exitoso de la industria de recursos no convencionales de shale es reconocer su calidad de recurso no convencional” y, por ende, tomar en cuenta sus características e implicaciones particulares en el diseño de su régimen fiscal, contractual y económico.

En síntesis, una ronda petrolera exitosa en shale para México requiere que las autoridades reconozcan las seis características distintivas de este recurso no convencional y sus implicaciones en materia de diseño tales como: el tamaño de los bloques, la devolución o no de áreas, el régimen fiscal y en especial el nivel de consolidación fiscal a permitir, el uso o no de bonos y/o factores R para no restar atractivo económico a los proyectos, el permitir esquemas de alianzas (i.e., conocido en inglés como unincorporated joint venture agreements) vs constitución de empresas de propósito específico, entre otros factores.

 

(1) El conocimiento de la roca madre se debe a que la misma se descubrió con antelación, cuando los operadores petroleros llevaron a cabo trabajos para descubrir las formaciones de yacimientos convencionales.

(2) Las implicaciones en materia económica del nivel de potencial de los recursos no convencionales es de tal magnitud, que renombrados economistas internacionales evalúan los proyectos asumiendo escenarios donde sólo 10% del monto de las reservas reportadas por la US EIA son explotables.

(3) En el Reino Unido se permite una deducción fiscal adicional (i.e., conocido en inglés como un uplift) de 75% sobre el monto de las inversiones de capital para proyectos en shale.