El informe Chevron ofrece una conclusión clara: son precisos más sondeos para evaluar la rentabilidad del gas de Cádiz

El tan cacareado informe Chevron sobre el gas del Golfo de Cádiz ofrece, entre sus muchas sugerencias y aportaciones, una sola conclusión clara: es necesario realizar más sondeos en la zona antes de decidirse a sacar el gas de donde está. Por el momento, sin embargo, su extracción comercial, a la luz de los datos disponibles sobre las reservas existentes, ronda el "límite de la rentabilidad", pero ésta 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 sustitución de naftas para la obtención de fertilizantes, se parte de un precio político muy por debajo del que actualmente existe en el mercado internacional.

Aunque el informe Chevron contiene una voluminosa cantidad de datos técnicos y estadísticas y abarca más de mil folios redactados en inglés, siendo su comprensión global bastante difícil para un profano, las conclusiones del mismo elaboradas por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) y presentadas en varias instancias ministeriales y públicas, 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 madrileños. La interpretación del mismo es prácticamente unánime en todas las instancias consultadas.En este sentido, la decisión del Consejo de Ministros, del pasado 16 de abril, de encargar a ENIEPSA la realización de, por lo menos, cuatro sondeos más en la zona, que abarquen a aquellas áreas donde pueden existir bolsas aún no perforadas, parece bastante coherente con los resultados técnicos del informe y confirma la intención de los responsables energéticos de tener una idea precisa sobre reservas seguras y costes de extracción antes de lanzarse a su explotación 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 congelación del proyecto de construir una planta de prerreducidos en la provincia de Huelva (última fase de¡ proyecto Presur) que, con el gas de Cádiz, 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 española.

Las bases del estudio

Las bases y criterios para el estudio Chevron fueron elaboradas, y facilitadas a la compañía norteamericana, por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH) con el triple fin de acabar con la incertidumbre que existía sobre las reservas de gas de la zona, proponer un procedimiento de extracción y realizar una valoración de costes e inversión necesaria. El mandato fue dado a la firma estadounidense por el ministerio de Industria y Energía el 31 de julio de 1981, que acompañó como datos disponibles, entre otros, dos informes previos realizados por Campsa, como titular entonces del permiso de exploración, a mediados de 1979 y finales del mismo año. Posteriormente, Chevron recibió los resultados de un nuevo sondeo realizado por ENIEPSA, nueva titular del permiso tras la creación del INH, en septiembre de 1981.Los informes finales de Campsa hablaban de unas reservas probadas en el Golfo de Cádiz de 6.017 millones de metros cúbicos, cantidad muy dispar a la aportada por otro estudio realizado previamente por la firma Geoconsulting, que las situaban en poco más de la mitad, 3.876 millones de metros cúbicos. Otros informes no conocidos obran, teóricamente, en poder de la compañía Shell, que ya hace años abandonó la zona por considerar que el gas que contenía no merecía la pena extraerlo. Es muy posible, según fuentes solventes, que Shell se equivocara en aquel momento, aunque también 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

Básicamente, el criterio de partida de los técnicos de Chevron era el siguiente: hasta qué punto el gas de Cádiz era capaz de dar una producción sostenida diaria de 680.000 metros cúbicos (248 millones por año) durante un período de quince años. Con ello se pretendía saber si el golfo de Cádiz contenía el gas suficiente para garantizar su uso en el proyecto Presursa, que requería como mínimo esa cantidad. Chevron, con los datos suministrados, llegó, en un primer estudio, a conclusiones similares a las de Campsa (ver cuadro 1), pero luego modificó sus resultados al descubrirse, por Eniepsa, una variación lateral de facies en el sondeo más importante (B-3) que, junto a la aparición de un empuje de agua en otro pozo, redujo las expectativas sobre reservas y modificó a la baja la tasa de recuperación del gas.Chevron dividió las reservas en probables y posibles y limitó las dos a las cantidades que figuran en el cuadro 1. Las primeras son las que ofrecen verosimilitud de existencia y las segundas, las calificó de no contrastadas con un sondeo. En este sentido recomendó que "cualquier evaluación se haga sobre reservas probables y no sobre las posibles", aunque hay que advertir que Chevron basó sus resultados sobre las zonas B-3, B-4, B-5, C-2, y Atlántidia-2, después de descartar, de entrada los B-1 (por despreciables), B-2 (pequeñas e inciertas) y D-3. De esta zona, sin embargo, señaló que sus reservas "podrían ser significativas", aunque advirtió que le faltaba información para evaluarla.

Chveron situó la tasa de recuperación de las bolsas en un 85% (muy elevada, según algunos críticos), aunque advirtió que, tras la aparición del empuje de agua, esta tasa podría caer al 50% en el pozo concreto donde apareció este obstáculo, precisamente el más importante. Con todo ello, la firma norteamericana señaló que el déficit de gas de los pozos, si se usaban para. el proyecto de prerreducidos, podría ser del orden de mil millones de metros cúbicos, que ascendería a 1.500 metros cúbicos si se confirmaba el empuje de agua. Dice el informe: "en el peor de los casos -reservas probables y empuje de agua- sólo habrá gas para ocho o nueve años" Y aquí vienen las dos párrafos más llamativos: "Esto significa que, en todo caso, sin determinar más reservas, el proyecto (el de los prereducidos) no debe llevarse adelante" y "...para conclusiones definitivas, son necesarios más sondeos".

A continuación, el informe Chevron pasó a recomendar los lugares donde deben realizarse estos sondeos (Atlántida-2, B-1/2 y B-4), así como nuevo trabajo de exploración (D-3, situado a 15 kilómetros de los otros) y, en contra de lo afirmado por dos estudios previos, el INTEC y Brown and Root, señala que el procedimiento de exploración y extracción debe ser "simultáneo y a bajo ritmo" en todos los pozos con una sola estructura, a fin de "recuperar el máximo de gas y minimizar riesgos en el suministro".

Los costes de la extracción

El tercer aspecto del informe, el de los costes de la extracción, es fundamental para entender la congelación del proyecto de prereducidos. Tras señalar que es una "inversión de riesgo" característica, insiste en que, al precio normal de la inversión financiera, se le debe añadir una prima de riesgo de, por lo menos, cinco puntos, lo que coloca la tasa de rentabilidad interna mínima de la extracción en tomo al 23%, sin incluir los costes ya realizados de exploración. Con todo, la inversión mínima que habría que realizar sería del orden de los 23.000 millones de pesetas, con unos gastos operativos por año del orden de los 9.000 millones.Bajo la hipótesis de dos escenarios diferentes de extracción, explicados en el cuadro número dos, los cálculos 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 extracción sería anti-económica. Evidentemente, el estudio señala 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 sería incluso negativa.

En este sentido, las conclusiones que se deducen del informe, según un estudio elaborado por el Instituto Nacional de Hidrocarburos (INH), estiman que "en ningún caso se alcanzaría la rentabilidad mínima necesaria (23%) y ello sin incluir la recuperación de la inversión realizada en exploración". Por otro lado, el redactor del informe técnico del INH añadía "si se mejoran las reservas, confirmándose las posibles, el coste de la inversión aumentaría". Esta última afirmación se deduce de la cada vez mayor difícil recuperación del gas, ya que algunos pozos están situados a profundidades superiores a los 300 metros.

¿Qué hacer con el gas del yacimiento de Cádiz?

Tras la lectura del informe surge de inmediato el interrogante de qué hacer con el gas de Cádiz. La pregunta no ha encontrado todavía una respuesta definitiva, por el momento, según apuntan en fuentes oficiales y energéticas. Lo que está claro es que la explotación del hidrocarburo de Cádiz puede ser, sin cambian las expectativas de reservas, muy rentable o, si no cambian, rentable para determinados usos. Pero en ningún caso hasta llegar a esas expectivas que, quizá irresponsablemente, se crearon hace unos años y facilitaron el ambiente propicio para dar el visto bueno inicial a un proyecto que nunca debería de haber pasado de esa condición.