El informe Chevron ofrece una conclusi¨®n clara: son precisos m¨¢s sondeos para evaluar la rentabilidad del gas de C¨¢diz

El tan cacareado informe Chevron sobre el gas del Golfo de C¨¢diz ofrece, entre sus muchas sugerencias y aportaciones, una sola conclusi¨®n clara: es necesario realizar m¨¢s sondeos en la zona antes de decidirse a sacar el gas de donde est¨¢. Por el momento, sin embargo, su extracci¨®n comercial, a la luz de los datos disponibles sobre las reservas existentes, ronda el "l¨ªmite de la rentabilidad", pero ¨¦sta es negativa si el gas se utiliza para unos consumos que, como sucede en los casos de la planta de prerreducidos de Huelva e incluso en la sustituci¨®n de naftas para la obtenci¨®n de fertilizantes, se parte de un precio pol¨ªtico muy por debajo del que actualmente existe en el mercado internacional.

Aunque el informe Chevron contiene una voluminosa cantidad de datos t¨¦cnicos y estad¨ªsticas y abarca m¨¢s de mil folios redactados en ingl¨¦s, siendo su comprensi¨®n global bastante dif¨ªcil para un profano, las conclusiones del mismo elaboradas por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) y presentadas en varias instancias ministeriales y p¨²blicas, a partir del pasado 15 de abril, permiten hacerse una idea precisa sobre el alcance del citado estudio. EL PAIS ha tenido acceso al informe y a estas conclusiones en tres despachos madrile?os. La interpretaci¨®n del mismo es pr¨¢cticamente un¨¢nime en todas las instancias consultadas.En este sentido, la decisi¨®n del Consejo de Ministros, del pasado 16 de abril, de encargar a ENIEPSA la realizaci¨®n de, por lo menos, cuatro sondeos m¨¢s en la zona, que abarquen a aquellas ¨¢reas donde pueden existir bolsas a¨²n no perforadas, parece bastante coherente con los resultados t¨¦cnicos del informe y confirma la intenci¨®n de los responsables energ¨¦ticos de tener una idea precisa sobre reservas seguras y costes de extracci¨®n antes de lanzarse a su explotaci¨®n comercial.

Sin embargo, el informe Chevron ha producido ya una consecuencia definitiva y a sus conclusiones se puede atribuir, sin ninguna duda, la responsabilidad de la congelaci¨®n del proyecto de construir una planta de prerreducidos en la provincia de Huelva (¨²ltima fase de? proyecto Presur) que, con el gas de C¨¢diz, iba a convertir el mineral de hierro de la cuenca minera de Badajoz y Huelva en un producto susceptible de usarse como sustitutivo de la chatarra en la siderurgia no integral espa?ola.

Las bases del estudio

Las bases y criterios para el estudio Chevron fueron elaboradas, y facilitadas a la compa?¨ªa norteamericana, por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) con el triple fin de acabar con la incertidumbre que exist¨ªa sobre las reservas de gas de la zona, proponer un procedimiento de extracci¨®n y realizar una valoraci¨®n de costes e inversi¨®n necesaria. El mandato fue dado a la firma estadounidense por el ministerio de Industria y Energ¨ªa el 31 de julio de 1981, que acompa?¨® como datos disponibles, entre otros, dos informes previos realizados por Campsa, como titular entonces del permiso de exploraci¨®n, a mediados de 1979 y finales del mismo a?o. Posteriormente, Chevron recibi¨® los resultados de un nuevo sondeo realizado por ENIEPSA, nueva titular del permiso tras la creaci¨®n del INH, en septiembre de 1981.Los informes finales de Campsa hablaban de unas reservas probadas en el Golfo de C¨¢diz de 6.017 millones de metros c¨²bicos, cantidad muy dispar a la aportada por otro estudio realizado previamente por la firma Geoconsulting, que las situaban en poco m¨¢s de la mitad, 3.876 millones de metros c¨²bicos. Otros informes no conocidos obran, te¨®ricamente, en poder de la compa?¨ªa Shell, que ya hace a?os abandon¨® la zona por considerar que el gas que conten¨ªa no merec¨ªa la pena extraerlo. Es muy posible, seg¨²n fuentes solventes, que Shell se equivocara en aquel momento, aunque tambi¨¦n es cierto que los precios internacionales del gas natural por aquellas fechas no alentaban mucho a realizar prospecciones en zonas de una profundidad superior a los 200 metros.

Cambio de planes

B¨¢sicamente, el criterio de partida de los t¨¦cnicos de Chevron era el siguiente: hasta qu¨¦ punto el gas de C¨¢diz era capaz de dar una producci¨®n sostenida diaria de 680.000 metros c¨²bicos (248 millones por a?o) durante un per¨ªodo de quince a?os. Con ello se pretend¨ªa saber si el golfo de C¨¢diz conten¨ªa el gas suficiente para garantizar su uso en el proyecto Presursa, que requer¨ªa como m¨ªnimo esa cantidad. Chevron, con los datos suministrados, lleg¨®, en un primer estudio, a conclusiones similares a las de Campsa (ver cuadro 1), pero luego modific¨® sus resultados al descubrirse, por Eniepsa, una variaci¨®n lateral de facies en el sondeo m¨¢s importante (B-3) que, junto a la aparici¨®n de un empuje de agua en otro pozo, redujo las expectativas sobre reservas y modific¨® a la baja la tasa de recuperaci¨®n del gas.Chevron dividi¨® las reservas en probables y posibles y limit¨® las dos a las cantidades que figuran en el cuadro 1. Las primeras son las que ofrecen verosimilitud de existencia y las segundas, las calific¨® de no contrastadas con un sondeo. En este sentido recomend¨® que "cualquier evaluaci¨®n se haga sobre reservas probables y no sobre las posibles", aunque hay que advertir que Chevron bas¨® sus resultados sobre las zonas B-3, B-4, B-5, C-2, y Atl¨¢ntidia-2, despu¨¦s de descartar, de entrada los B-1 (por despreciables), B-2 (peque?as e inciertas) y D-3. De esta zona, sin embargo, se?al¨® que sus reservas "podr¨ªan ser significativas", aunque advirti¨® que le faltaba informaci¨®n para evaluarla.

Chveron situ¨® la tasa de recuperaci¨®n de las bolsas en un 85% (muy elevada, seg¨²n algunos cr¨ªticos), aunque advirti¨® que, tras la aparici¨®n del empuje de agua, esta tasa podr¨ªa caer al 50% en el pozo concreto donde apareci¨® este obst¨¢culo, precisamente el m¨¢s importante. Con todo ello, la firma norteamericana se?al¨® que el d¨¦ficit de gas de los pozos, si se usaban para. el proyecto de prerreducidos, podr¨ªa ser del orden de mil millones de metros c¨²bicos, que ascender¨ªa a 1.500 metros c¨²bicos si se confirmaba el empuje de agua. Dice el informe: "en el peor de los casos -reservas probables y empuje de agua- s¨®lo habr¨¢ gas para ocho o nueve a?os" Y aqu¨ª vienen las dos p¨¢rrafos m¨¢s llamativos: "Esto significa que, en todo caso, sin determinar m¨¢s reservas, el proyecto (el de los prereducidos) no debe llevarse adelante" y "...para conclusiones definitivas, son necesarios m¨¢s sondeos".

A continuaci¨®n, el informe Chevron pas¨® a recomendar los lugares donde deben realizarse estos sondeos (Atl¨¢ntida-2, B-1/2 y B-4), as¨ª como nuevo trabajo de exploraci¨®n (D-3, situado a 15 kil¨®metros de los otros) y, en contra de lo afirmado por dos estudios previos, el INTEC y Brown and Root, se?ala que el procedimiento de exploraci¨®n y extracci¨®n debe ser "simult¨¢neo y a bajo ritmo" en todos los pozos con una sola estructura, a fin de "recuperar el m¨¢ximo de gas y minimizar riesgos en el suministro".

Los costes de la extracci¨®n

El tercer aspecto del informe, el de los costes de la extracci¨®n, es fundamental para entender la congelaci¨®n del proyecto de prereducidos. Tras se?alar que es una "inversi¨®n de riesgo" caracter¨ªstica, insiste en que, al precio normal de la inversi¨®n financiera, se le debe a?adir una prima de riesgo de, por lo menos, cinco puntos, lo que coloca la tasa de rentabilidad interna m¨ªnima de la extracci¨®n en tomo al 23%, sin incluir los costes ya realizados de exploraci¨®n. Con todo, la inversi¨®n m¨ªnima que habr¨ªa que realizar ser¨ªa del orden de los 23.000 millones de pesetas, con unos gastos operativos por a?o del orden de los 9.000 millones.Bajo la hip¨®tesis de dos escenarios diferentes de extracci¨®n, explicados en el cuadro n¨²mero dos, los c¨¢lculos de la firma norteamericana concluyen que, incluso con un precio de venta de gas situado en el actual nivel de tarifas del mercado internacional (en torno a las tres pesetas por termia), su extracci¨®n ser¨ªa anti-econ¨®mica. Evidentemente, el estudio se?ala que, con un precio del gas en torno a la peseta y media por termia, prevista por los defensores del proyecto de prerreducidos, la tasa de rentabilidad ser¨ªa incluso negativa.

En este sentido, las conclusiones que se deducen del informe, seg¨²n un estudio elaborado por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH), estiman que "en ning¨²n caso se alcanzar¨ªa la rentabilidad m¨ªnima necesaria (23%) y ello sin incluir la recuperaci¨®n de la inversi¨®n realizada en exploraci¨®n". Por otro lado, el redactor del informe t¨¦cnico del INH a?ad¨ªa "si se mejoran las reservas, confirm¨¢ndose las posibles, el coste de la inversi¨®n aumentar¨ªa". Esta ¨²ltima afirmaci¨®n se deduce de la cada vez mayor dif¨ªcil recuperaci¨®n del gas, ya que algunos pozos est¨¢n situados a profundidades superiores a los 300 metros.

?Qu¨¦ hacer con el gas del yacimiento de C¨¢diz?

Tras la lectura del informe surge de inmediato el interrogante de qu¨¦ hacer con el gas de C¨¢diz. La pregunta no ha encontrado todav¨ªa una respuesta definitiva, por el momento, seg¨²n apuntan en fuentes oficiales y energ¨¦ticas. Lo que est¨¢ claro es que la explotaci¨®n del hidrocarburo de C¨¢diz puede ser, sin cambian las expectativas de reservas, muy rentable o, si no cambian, rentable para determinados usos. Pero en ning¨²n caso hasta llegar a esas expectivas que, quiz¨¢ irresponsablemente, se crearon hace unos a?os y facilitaron el ambiente propicio para dar el visto bueno inicial a un proyecto que nunca deber¨ªa de haber pasado de esa condici¨®n.