El mes pasado, California Resources Corporation (CRC), que ya es el mayor productor de gas del estado, anunció un plan para expandirse aún más: adquiriría a su competidora Aera Energy, la segunda mayor productora de petróleo de California, después de Chevron. Ambas compañías ya operan miles de yacimientos en California, y su fusión exitosa convertiría a CRC en el mayor productor de petróleo y gas del estado por un margen abrumador.
En un momento en que la industria estadounidense del petróleo y el gas se está consolidando rápidamente para aprovechar las economías de escala, los inversores interpretaron el anuncio de la fusión como un hecho positivo y el precio de las acciones de CRC se disparó . Sin embargo, lo que ha recibido mucha menos atención hasta ahora es que esta fusión probablemente pondrá a prueba una nueva ley estatal que busca responsabilizar a los productores de petróleo y gas por los pozos inactivos, aquellos que no se han utilizado para la producción durante 24 meses consecutivos.
De concretarse, la fusión convertiría a CRC en el mayor poseedor de pozos de petróleo y gas inactivos del estado, los cuales representan un riesgo ambiental constante, ya que a menudo continúan filtrando metano y otros contaminantes como benceno y plomo . Actualmente, CRC y Aera son responsables de más de 15 000 de los aproximadamente 40 000 pozos inactivos del estado, según datos de la División de Gestión de Energía Geológica de California (CalGEM). La fusión situaría a California en un terreno desconocido, al poner el 40 % de los pozos inactivos del estado bajo el control de una sola entidad.
“El gran riesgo reside en que la fusión entre Aera y CRC cree un operador demasiado grande para quebrar”, afirmó Kyle Ferrar, director del programa para la región occidental de FracTracker Alliance, una organización sin ánimo de lucro que analiza datos sobre los riesgos del desarrollo de petróleo y gas. Si la fusión fracasara , añadió, y si California se viera obligada a asumir el coste de sellar todos esos pozos por su cuenta, “las consecuencias para el presupuesto estatal serían inmensas”.
Según CalGEM, desmantelar un pozo en California cuesta, en promedio, unos 111,000 dólares , una obligación que suele recaer en el estado cuando las empresas no pueden pagar. Sin embargo, California tomó medidas recientemente para que la industria siga respondiendo: la ley AB 1167, promulgada en octubre, exige a las empresas que emitan una fianza lo suficientemente grande como para cubrir el costo total del cierre de cualquier pozo de baja producción que adquieran, incluidos los pozos inactivos. Las nuevas normas entraron en vigor el 1 de enero, y la fusión de CRC con Aera parece estar plenamente comprendida dentro de su ámbito de aplicación.
“El estado de California debe intervenir de inmediato antes de que esta transacción se concrete y exigir a California Resources que deposite los cientos de millones de dólares en fianzas necesarios para adquirir los pozos de Aera, de modo que los consumidores no se vean perjudicados por su eventual sellado”, dijo Liza Tucker, defensora de los consumidores del grupo de defensa pública sin fines de lucro Consumer Watchdog, en un comunicado de prensa en respuesta a la noticia del acuerdo.
Jasmine Vazin, una alta funcionaria de campaña del Sierra Club que recientemente fue coautora de un informe sobre el elevado costo de la limpieza de pozos inactivos en California, expresó su temor de que el costo de clausurar decenas de miles de pozos supere la capacidad de una empresa como CRC. Añadió que el hecho de que CRC saliera de la bancarrota hace tan solo tres años plantea dudas sobre su preparación para asumir una responsabilidad tan grande en materia de limpieza.
Un análisis de DeSmog de los datos proporcionados por FracTracker Alliance concluyó que la AB 1167 debería generar un requisito de fianza aún mayor que el que se ha debatido públicamente: más de mil millones de dólares, una cantidad histórica que brindaría a California mucha más seguridad mientras espera que Aera cierre sus miles de pozos inactivos (y que pronto lo estarán). Sin embargo, la nueva ley solo lleva unos meses en vigor y no se ha aplicado anteriormente. CalGEM, la división del Departamento de Conservación de California responsable de revisar la fusión, aún no ha indicado si aplicará la nueva ley al intento de CRC de comprar Aera, a pesar de las crecientes dudas. Y algunos defensores ya están expresando su preocupación por el resultado de esta primera prueba de la AB 1167.
Un bono de mil millones de dólares
Durante décadas, la ley ha sido clara: los productores de petróleo y gas están obligados a cerrar sus pozos inactivos en California. Pero la remediación completa —que incluye el taponamiento de pozos profundos con hormigón y el desmantelamiento total de todos los equipos de superficie— es increíblemente costosa, y las empresas han encontrado desde hace tiempo maneras de evitarla.
Incluso en las mejores circunstancias, los costos de desmantelamiento se acumulan rápidamente. CalGEM estima que clausurar un pozo en lo que denomina el distrito Central, que comprende cuatro condados del interior al oeste de la Sierra Nevada (Fresno, Kern, Kings y Tulare), e incluye las extensas regiones productoras de petróleo cerca de Bakersfield, cuesta 87,000 1 dólares. El proceso es mucho más costoso en otras partes del estado. En una reciente conferencia telefónica sobre resultados, el director ejecutivo de CRC, Francisco León, declaró que la compañía había gastado 2 millones de dólares en el cierre de seis pozos y la infraestructura relacionada. CalGEM estima que el costo de clausurar un solo pozo en el distrito sur de California, densamente poblado (que incluye los condados de Los Ángeles, San Diego y Orange), ronda el millón de dólares.
Los operadores suelen sucumbir ante esta obligación. Actualmente, en California existen 5,000 pozos abandonados, es decir, pozos inactivos sin un operador financieramente solvente, según un análisis del Sierra Club basado en datos de CalGEM. Cuando esto sucede, los contribuyentes terminan pagando la factura. California presupuestó 100 millones de dólares en los últimos dos años para sellar pozos que las empresas deberían haber clausurado, pero no lo hicieron.
Si bien el estado exige desde hace tiempo a los operadores que avalen sus pozos como garantía financiera, una cláusula de "fianza global" ha permitido a las empresas cumplir con su obligación a un costo mucho menor. La industria presionó intensamente para que se implementaran estas normas permisivas, como ya informó DeSmog . En comparación, California actualmente solo cuenta con una fianza de 3 millones de dólares para Aera, lo que le daría al estado apenas unos cientos de dólares por pozo en caso de que Aera se declarara insolvente.
Los legisladores aprobaron la ley AB 1167 para abordar esta situación, lo que ayuda a evitar que los pozos antiguos pasen a manos de entidades que no pueden permitirse cerrarlos. Según las nuevas normas, que entraron en vigor el 1 de enero, cualquier empresa que tome el control de un pozo que produzca menos de 15 barriles de petróleo o 60 000 pies cúbicos de gas natural al día debe presentar una fianza ante el estado por un monto suficiente para cubrir el costo total de la taponación, el desmantelamiento y la restauración del sitio. En un cambio importante, no hay una exención general; cada pozo individual debe estar garantizado por un monto igual al costo total de su remediación. Ese requisito proporciona a California una sólida garantía financiera, una que, según grupos de defensa del medio ambiente, se necesita con urgencia en el caso de la fusión de CRC con Aera.
“Se trata de la consolidación de una gran cantidad de pozos en manos de un solo operador”, declaró Ann Alexander, directora de soluciones energéticas del Consejo de Defensa de los Recursos Naturales (NRDC). “La propuesta es apostar demasiado por el CRC. Eso genera un riesgo”.
La fusión de CRC con Aera se perfila como la primera gran operación de fusión y adquisición desde la entrada en vigor de la AB 1167, y Alexander, quien contribuyó a la redacción del texto del proyecto de ley y presionó para su aprobación, insistió en la relevancia de las nuevas normas. "Todo parece indicar que esta es una situación en la que la 1167 se aplica, y de hecho se aplica", declaró. Hollin Kretzmann, analista legal del Centro para la Diversidad Biológica, coincidió y escribió por correo electrónico que confiaba en que la fusión activaría el requisito de fianza individual.
Cualquier aplicación directa de las normas tendría enormes implicaciones, dada la gran cantidad de pozos que podrían cambiar de manos. Los datos de CalGEM, obtenidos por FracTracker Alliance y proporcionados a DeSmog para su análisis, mostraron que una gran cantidad de pozos de Aera requerirían la adhesión en caso de una fusión: casi 15 000 estaban inactivos o producían menos de 15 barriles diarios en 2022. Al aplicar las estimaciones de costos estándar de CalGEM por distrito, DeSmog determinó que cerrar todos esos pozos costaría más de 1300 millones de dólares.
Los datos completos de CalGEM para 2023 aún no están disponibles. Sin embargo, parece que cualquier mandato de fianzas generado por la fusión de CRC con Aera debería superar con creces los mil millones de dólares, incluso suponiendo que Aera haya cerrado cientos de pozos desde 2022. En un correo electrónico del 25 de enero, la portavoz de Aera, Kimberly Ellis, informó a DeSmog que la empresa planeaba cerrar 950 pozos en 2023, aunque se negó a confirmar si se había alcanzado ese objetivo. Incluso si Aera hubiera superado su objetivo y cerrado 1,000 pozos el año pasado, solo habría reducido el requisito total de fianzas en unos 90 millones de dólares, a aproximadamente 1.2 millones de dólares.
Para contextualizar, CRC reportó un flujo de caja libre de aproximadamente $400 millones en 2023. Un bono de $1.2 millones —una suma considerable, incluso para una petrolera— podría fácilmente inmovilizar las ganancias de tres años. La operación completa de Aera estaba valorada en tan solo $2.1 millones según los términos de la fusión propuesta.
DeSmog envió preguntas detalladas tanto a California Resources Corporation como a Aera Energy. Aera Energy declinó hacer comentarios y California Resources Corporation no había respondido al cierre de esta edición.
“El costo exorbitante de taponar y abandonar estos pozos es precisamente la razón por la que impulsamos la AB 1167”, dijo Alexander. “Estableció un mecanismo para garantizar que ese costo no recaiga sobre los contribuyentes después de una transferencia. Ahora solo necesitamos que CalGEM la aplique”.
“No hay evidencia de que la ley se haya cumplido todavía”
A medida que California entra en una nueva era de producción menguante y regulaciones más estrictas —lo que Reuters ha denominado «el fin de una era»—, la cuestión de quién pagará el cierre de los pozos agotados ha cobrado mayor urgencia. Todos los pozos petroleros del estado deberán cerrarse eventualmente, lo que costará entre 13.2 y 21.5 millones de dólares, según un informe de Carbon Tracker de 2023. El mismo informe concluyó que extraer hasta la última gota de petróleo que queda en California solo generaría unos 6 millones de dólares en ingresos para la industria petrolera estatal, lo que demuestra que los pasivos superan rápidamente las ganancias. Esto ha generado preocupación entre algunos, quienes temen que la industria no se haga cargo de la contaminación porque simplemente no puede permitírselo.
«Sería una fantasía esperar que la industria petrolera de California, cuya producción estatal alcanzó su punto máximo en la década de 1980 y ha estado disminuyendo durante años, cumpla voluntariamente con todas sus obligaciones de limpieza, porque ni siquiera generará suficientes ingresos para costearlas», escribió el consejo editorial de Los Angeles Times en 2023. «Sin cambios rápidos y drásticos, gran parte de los costos de la limpieza recaerán sobre los contribuyentes».
Un bono de mil millones de dólares para los pozos de Aera sería una gran ayuda para California, que lucha por controlar el aumento de los costos relacionados con la limpieza de pozos. Si bien CalGEM ha podido obtener un bono global máximo de 30 millones de dólares de los operadores más grandes del estado desde 2019, esa cantidad no se acerca ni de lejos a cubrir el costo total de la limpieza. Hasta hace poco, se había negado a solicitar incluso los 30 millones de dólares completos, permitiendo que los mayores propietarios de pozos inactivos del estado —Chevron, Aera y CRC— salieran impunes con bonos de tan solo 3 millones de dólares cada uno.
Eso cambió el 19 de diciembre, menos de dos meses antes del anuncio de la fusión, cuando CalGEM obtuvo discretamente el bono máximo de $30 millones de CRC. Fue una cantidad histórica para una compañía de petróleo y gas, pero aún está lejos de cubrir el riesgo de los miles de pozos inactivos de CRC, y mucho menos de los pozos de Aera que planea adquirir. Aún no está claro si la decisión de CalGEM de aumentar el bono de CRC estuvo relacionada con la fusión pendiente.
Si se permite la fusión y CRC otorga a California un bono lo suficientemente grande como para cubrir el costo total del cierre de los pozos de Aera, sería un paso significativo para reducir el riesgo de las responsabilidades de la industria petrolera en el estado. Sin embargo, Alexander expresó su preocupación por el hecho de que, hasta el momento, las normas no se están cumpliendo según lo previsto.
“Aún no tenemos evidencia de que se haya cumplido con la ley”, afirmó. Explicó que CalGEM deberá realizar una evaluación para determinar la obligación de fianza antes de que se concrete la fusión, y que CalGEM está obligada por ley a publicar información sobre su determinación en línea. Al momento de escribir este artículo, esto aún no ha sucedido.
El 16 de febrero, Alexander y firmantes de otros 13 grupos de defensa escribieron al recién nombrado supervisor de CalGEM, Doug Ito, quien tiene experiencia en protección al consumidor y supervisión de la salud pública, para preguntarle cómo la agencia piensa aplicar las nuevas normas.
“Estamos ansiosos por monitorear el cumplimiento, ya que la AB 1167 fue una prioridad crítica para la comunidad ambiental el año pasado, la cual consideramos un baluarte contra los riesgos inherentes a las transferencias de pozos de baja producción”, escribieron.
CalGEM respondió a la carta organizando una reunión el viernes 15 de marzo. Alexander y dos miembros del personal de Environment California, una organización sin fines de lucro dedicada al cabildeo ambiental, se reunieron con los asistentes, entre ellos Ito y el director de CalDOC, David Shabazian. Según Alexander, los funcionarios estatales indicaron que CalGEM aún no contaba con información que sugiriera que las disposiciones aprobadas bajo la AB 1167 se aplicarían a esta fusión, pero que no se puede tomar una decisión definitiva hasta que se concrete el acuerdo.
Varios expertos entrevistados para este artículo consideraron que el lenguaje de la ley —que está redactada en términos amplios para incluir a cualquier entidad que “adquiera el derecho a operar un pozo o una instalación de producción, mediante compra, transferencia, cesión, traspaso, intercambio u otra disposición”— era claro y estaban desconcertados por la renuencia de CalGEM a tomar una determinación.
“La ley regula la transferencia no entre operadores, sino quién tiene el control y la gestión de dichos operadores”, afirmó Ferrar, de FracTracker Alliance. En otras palabras, cualquier fusión otorgaría a CRC el derecho legal de operar los pozos de Aera, independientemente de cómo se estructure su gestión diaria según los términos del acuerdo.
Pero cuando DeSmog contactó telefónicamente a Jacob Roper, subdirector de asuntos públicos y comunicaciones del Departamento de Conservación de California (CalDOC), el 26 de febrero, este no pudo brindar información sobre cómo se aplicaría la Ley AB 1167. En respuesta a preguntas posteriores enviadas por correo electrónico, Roper declaró que «el Departamento de Conservación está al tanto de la transacción de acciones pendiente entre las dos compañías». Roper también señaló que en diciembre se habían emitido directrices sobre el cumplimiento para la industria.
A pesar de la postura evasiva de CalGEM, Alexander mantuvo la esperanza de que la ley se aplicaría según lo previsto.
“Tenemos que poner algún tipo de freno a esta crisis de lenta evolución, y ahora se nos presenta una oportunidad muy importante para hacerlo, suponiendo que todos estemos leyendo correctamente lo que ha sucedido en esta transacción”, dijo, y agregó que los costos financieros y de salud de la inacción podrían ser “potencialmente catastróficos”.
Vazin, del Sierra Club, también expresó una mezcla de decepción y optimismo.
“Esto es normal en nuestro trabajo con CalGEM. Creo que la agencia tiene un largo camino por recorrer para cumplir con los estándares de sus propios mandatos en cuanto a informar al público y ser más transparente sobre lo que sucede a puerta cerrada”, dijo. “Esperamos que, con el nuevo supervisor, CalGEM pueda actuar de manera diferente y ser una agencia transparente con el público. Y esperamos obtener las respuestas que buscamos lo antes posible”.
