La producción y las exportaciones de petróleo crudo aún no tocan fondo. En el primer semestre de 2015 han seguido cayendo más allá de lo previsto por Pemex y de los cálculos de ingresos petroleros de la Secretaría de Hacienda. Esta empresa difícilmente alcanzará la meta anual corregida en marzo pasado de 2.288 millones de barriles diarios (mmbd). En la primera mitad del año produjo 2,263 mmbd. Se trata de la caída semestral más fuerte de los últimos siete años. Aunque Pemex cumpliera con la producción programada para el segundo semestre, la extracción sería 6.8 por ciento inferior a la de 2014. Lo más probable es que la caída resulte aún mayor. Este nuevo nivel sería la base para proyectar la producción de 2016.
Las reservas petroleras de México sufrieron un fuerte revés en 2014. Bajaron las tres categorías de las mismas —probadas, probables y posibles—, pero fueron estas últimas las que sufrieron el mayor ajuste. En todas las regiones cayeron las tres categorías, salvo por las reservas probadas en la Región Marina Suroeste. Es allí donde se ubican campos más jóvenes de tamaño significativo en donde pudo darse una reclasificación de reservas probables a probadas. La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio a conocer las reservas probadas de 2014, por activos, el 10 de marzo pasado. El 30 de junio reveló las estimaciones de las reservas probables y posibles, por regiones. Aún no publica cifras desagregadas a nivel de campo. Estas son las que permitirán contar con una imagen más precisa del origen de los cambios registrados. El análisis detallado de las reservas tendrá que esperar a dicha publicación.
Producción
La menor extracción en lo que va del año se explica en parte por dos accidentes en la Sonda de Campeche —en Abkatún y en Cantarell—, así como una libranza mayor a principios de año en Ku-Maloob-Zaap que duró más de una semana. Un tercer accidente —en Caan— obligó a diferir la reparación de pozos, lo que pudiera eventualmente afectar la producción. Estos lamentables eventos se sobreponen a una trayectoria declinante de más de 10 años y a la reducción del número de pozos perforados asociada a los recortes presupuestales. Pemex y las autoridades tendrán ahora que reflexionar sobre posibles patrones de comportamiento que subyacen a esta racha de accidentes. Esto sería más productivo que la recurrente negativa a reconocer su impacto sobre el nivel de la producción o a minimizarlo.
El gobierno también tendrá que revisar sus expectativas de producción a corto y mediano plazos. La modificación atropellada de pronósticos y metas de producción revelan un cierto descontrol y falta de coordinación. El 11 de marzo pasado el director general de Pemex Exploración y Producción, Gustavo Hernández, anunció que la producción programada para 2015 se había ajustado de 2.4 a 2.228 mmbd, una reducción del 4.7 por ciento. Esto obedecía al recorte de 15 por ciento del presupuesto de inversión de dicho organismo subsidiario. Al día siguiente Pemex rectificó, señalando que esperaba establecer alianzas con diversas empresas –sin especificarlas- que le permitirían mantener su meta original de 2.4 por ciento. Sin embargo, el 31 de marzo la Secretaría de Hacienda incluyó en sus Pre-criterios de 2016 el programa de producción de 2.288 mmbd y fijó como meta para 2016 la cifra de 2.4 mmbd.
Sostiene Pemex que va a cumplir con su nueva meta de producción para 2015 y que en 2016 revertirá su tendencia declinante de largo plazo. Estas aspiraciones no las finca en el desarrollo y expansión de campos específicos que contrarrestarían a corto plazo la declinación de campos maduros, algunos de ellos en etapas avanzadas de agotamiento. Análisis detallados de la producción, campo por campo, no permiten dar fundamento al optimismo oficial. Mantener el actual nivel de producción en los próximos 18 meses sería un verdadero logro. El balance de riesgos respecto a la trayectoria de la producción apunta a una menor extracción neta en los próximos dos o tres años. Dado el comportamiento reciente de la producción, corresponde a Pemex y a las autoridades aportar los elementos que den sustento específico y detallado a las metas y pronósticos que adoptarán los Criterios Económicos para 2016.
La dificultad para reconocer la complejidad de los problemas que Pemex enfrenta y la falta de realismo respecto al tiempo que su solución requiere llevan, en no pocas ocasiones, a pronósticos sin fundamento. La propensión mediática a ofrecer buenas noticias, aunque estas carezcan de sustento, se traduce en una creciente pérdida de credibilidad. Basta un episodio reciente para ilustrar estas actitudes.
El 10 de junio pasado Pemex anunció el descubrimiento de nuevos yacimientos en aguas someras del Golfo de México, que calificó como el primer resultado tangible de la reforma energética. Se trataba de cuatro campos en el Litoral de Tabasco y una estructura no identificada cerca de Cantarell. De estos dos grupos se obtendrían 200 mbd de crudo a partes iguales. La primera producción se lograría en 16 meses, alcanzando una plataforma estable de extracción dentro de 36 meses. Las reservas totales de estos yacimientos se estimaban en 350 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La empresa estatal consideraba que este había sido el mayor éxito exploratorio de los últimos cinco años, después de Tsimin-Xux y Ayatsil.
Las cifras de reservas y de producción no parecen consistentes entre si. Al alcanzarse la producción de 200 mil barriles diarios, la relación reservas a producción sería de tan sólo 3.4 años, suponiendo que las reservas de petróleo crudo son de aproximadamente 245 millones de barriles. Así, al alcanzar su máxima producción estos campos estarían cerca del agotamiento. Las reservas totales de sus yacimientos no han sido certificadas, por lo que la cifra publicada pudiera más bien referirse a recursos técnicamente recuperables, habiendo entre ambos conceptos una brecha que puede ser considerable. Los campos aludidos difícilmente son el resultado de la reforma energética. Su perforación se inició en 2014, algunos de ellos en los primeros meses del año. El tamaño de estos campos es muy diferente al de Ayatsil y Tsmin-Xux, que efectivamente son campos gigantes. Los recientes hallazgos están lejos de pertenecer a esta categoría. Además, la probabilidad de que alcancen su máxima producción en tres años es muy baja.
El accidente en la plataforma Akal H en el complejo Cantarell obliga a recordar el agotamiento del campo súper gigante más importante de México y uno de los de mayor tamaño en el mundo. Akal llegó a producir 2.1 mmbd en diciembre de 2003 y en mayo pasado sólo produjo 100 mbd. El 85% de sus reservas originales de aceite ya fueron producidos. Próximamente se estará extrayendo tanta agua congénita como petróleo crudo. Otro indicador de su agotamiento es el hecho de que, después de haber registrado relaciones de producción de gas a aceite de 365 pies cúbicos por barril hace 10 años, hoy produce 7,733 pies cúbicos de gas por barril de petróleo. Esto supone una notable pérdida de energía en sus yacimientos. Aún así sigue siendo el campo individual que cuenta con más reservas probadas y probables en el país. Esto justifica plenamente la búsqueda urgente de nuevas formas de explotación de este campo y la inversión de recursos para optimizar la extracción de crudo.
Exportaciones
En el ultimo año la atención pública se ha concentrado en el colapso de precios del petróleo, así como en sus posibles consecuencias a corto y mediano plazos sobre las finanzas públicas y la situación financiera de Pemex. Los precios de la canasta mexicana de crudos de exportación se desplomaron de un promedio de 99 dólares por barril en junio de 2014 a 42 dólares en enero de 2015, una caída de 58 por ciento. Mas recientemente se observó una cierta recuperación, elevándose el precio a 55 dólares por barril en mayo pasado.
No obstante la importancia de la baja de precios en la coyuntura crítica que enfrenta la industria petrolera mexicana, es necesario considerar otras cuestiones que también inciden sobre el desempeño del comercio exterior de hidrocarburos y que exigen articular nuevas estrategias comerciales. Estas se refieren a la evolución de los excedentes exportables de hidrocarburos, los problemas operativos que han afectado la calidad de los crudos producidos y exportados, las restricciones logísticas de la importación y exportación de hidrocarburos, así como las dificultades para colocar el petróleo crudo mexicano en sus mercados tradicionales y en nuevos mercados.
Una menor producción ha supuesto un volumen más bajo de exportación de petróleo crudo. Entre 2004 y 2014 esta ultima se contrajo 37%. El rango de México como país exportador de crudo descendió del 5º lugar al 10º en este periodo. En los primeros cinco meses de 2015 las exportaciones de crudo descendieron a 1.2 mmbd. En términos de valor, la baja de los ingresos por este concepto fue de 47%. Una mejor medida del excedente exportable de petróleo son las exportaciones netas de hidrocarburos líquidos —las exportaciones de crudo y productos petrolíferos menos las importaciones de estos productos. Entre 2004 y 2014 estas cayeron 61%, descendiendo a sólo 702 mbd, una pérdida de más de 1 mmbd. En fechas recientes la balanza comercial de petróleo se degradó aún más: en los primeros cinco meses de 2015 las importaciones de productos petrolíferos ascendieron al 75% del valor de las exportaciones de crudo y productos petrolíferos.
Las exportaciones de crudo mexicano están siendo desplazadas del mercado estadunidense, en particular de sus refinerías del Golfo de México. Previamente habían disminuido debido a la contracción del excedente exportable, resultado tanto de una menor producción como de un ligero incremento de los requerimientos de las refinerías del país. En años recientes estas exportaciones han sido sustituidas por una mayor producción en Estados Unidos y Canadá. El desarrollo de recursos no convencionales en las cuencas de Eagle Ford y Permian en Texas, así como Bakken en Dakota del Norte, desplazaron a los crudos Olmeca e Istmo de Norteamérica. A principios del presente año la producción de crudo pesado de arenas bituminosas en Canadá comenzó a fluir por nuevos oleoductos hasta la costa del Golfo de México, sustituyendo crudo Maya, entre otros.
A corto plazo esta pérdida de mercados tradicionales continuará aunque a un menor ritmo debido a que la caída de precios del petróleo moderó el crecimiento de la producción estadunidense y afectará a mediano plazo la producción de Canadá. La dinámica del mercado es incierta, pero en la medida en que los precios se mantengan a los niveles actuales o más bajos, la oferta de petróleo en estos países tenderá a bajar. Igualmente difícil es prever la demanda de crudos mexicanos en mercados europeos y asiáticos, así como las diferencias de precios entre estos mercados y los que prevalezcan en Norteamérica.
Reservas
A partir de finales de 2002, cuando se adoptaron nuevos criterios para la cuantificación de reservas probadas, estas se han contraído 36 por ciento, descendiendo a 9,711 millones de barriles al término de 2014. La relación reservas a producción en esa fecha fue de 11 años y ya se ha extraído el 81 por ciento de las reservas probadas originales de petróleo. En 2014 las reservas probadas cayeron 1%, habiéndose restituido sólo el 89% de la producción del año. Este ajuste a nivel agregado esconde bajas aún mayores en la Región Sur, de cerca del 10%. Los incrementos de reservas probadas mar adentro en Campeche y Tabasco no lograron compensar la caída en las regiones terrestres.
Las reservas probables y posibles de petróleo sufrieron una caída sustancial en 2014 al disminuir 13% y 20%, respectivamente. La revisión a la baja de las reservas probables se distribuyó en todas las regiones. Afectó en menor grado a Chicontepec pues en 2011 se realizó una depuración de sus reservas probables del 40%, cuando parte de ellas fueron reclasificadas como reservas posibles. Uno de los aspectos sobresalientes de las nuevas estimaciones es la reducción de 31% en las reservas posibles de la Región Norte, donde se ubica Chicontepec. Con ello se dio un paso importante en la depuración de reservas de esta área que por tanto tiempo han distorsionado la cuantificación del acervo de reservas petroleras y de gas natural del país. Conviene destacar que el 45% de la reducción de las reservas probables se dio en la Región Marina Noreste y que el 85% de la baja en las reservas posible se atribuyen a la Región Norte.
Son muchos los posibles factores que determinaron el nivel de las nuevas estimaciones de las reservas. Sin embargo, no es posible precisarlos al no contar aún con las cifras campo por campo, así como los informes de los certificadores. Las principales conjeturas al respecto son seis:
1. la contribución de descubrimientos a la tasa de restitución de reservas sigue descendiendo, dado los pobres resultados de la exploración;
2. el comportamiento reciente de yacimientos y una mayor información geofísica pudo haber afectado factores de recuperación;
3. la revisión de reservas condicionadas a la ejecución de programas de delimitación de yacimientos y actividades de desarrollo que fueron diferidos o cancelados;
4. el efecto de una revisión cada vez más cuidadosa de los informes de Pemex y de los certificadores por parte de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que ahora cuanta con mayores atribuciones;
5. la constatación de que las estimaciones de reservas van a ser objeto de un escrutinio riguroso por empresas petroleras que buscan invertir en México; y,
6. la rotación de los certificadores de una región a otra deberá ajustarse a los lineamientos establecidos por la CNH, lo que los alienta a realizar una depuración final de estimaciones que pudieran ser objeto de controversia con el nuevo certificador.
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Las tendencias de la producción, las exportaciones y las reservas petroleras no auguran un futuro bonancible a corto y mediano plazos. En el pasado reciente el impacto de las primeras fue moderado por precios al alza que ascendieron a niveles sin precedente. Si bien las reservas probadas caían, Pemex fincaba su futuro en las estimaciones de reservas totales (3P), cuya credibilidad se fue erosionando con el paso del tiempo. Ahora, su ajuste a la baja obliga a la empresa a revisar sus expectativas. El gobierno busca revertir estas tendencias con importantes flujos de inversión privada, principalmente del exterior. Es posible que lo logre, aunque el plazo tenderá a ser más largo del que hasta ahora ha supuesto y los ingresos fiscales derivados de la inversión privada en la industria petrolera tardarán en llegar y, muy posiblemente, no serán relevantes en el horizonte temporal de esta administración.
La maduración de grandes proyectos caracterizados por su complejidad y elevado costo toma tiempo, las actividades de exploración siempre son inciertas y la brecha entre el descubrimiento de nuevos yacimientos y la puesta en marcha de instalaciones de producción no debe subestimarse. La construcción de un nuevo marco institucional entraña difíciles decisiones cuya instrumentación enfrentará fuertes obstáculos. En el corto plazo, la reestructuración organizativa de Pemex podría absorber más energía gerencial de la que libera. No obstante, el arco entre la situación actual y el momento en que fructifique la inversión privada necesita sostenerse en un mejor desempeño de Pemex. Así, el éxito de la reforma energética presupone un Pemex más ágil, financieramente más fuerte y con un sentido de dirección preciso.
30/junio/2015
Adrián Lajous