Los planes de la petrolera nacional Pemex para incrementar su producción aún no se reflejan en una mejora en la extracción de crudo y las cifras del regulador muestran que van retrasados en el ejercicio de su presupuesto en lo que va de 2019.
Pero los 20 proyectos prioritarios que la dirección de Octavio Romero Oropeza lanzó para apuntalar la producción petrolera de Pemex no sólo siguen sin mover a la compañía al alza, sino que muestran muchas más complejidad y menor rentabilidad que la prometida por el gobierno, según un análisis de la consultora energética Welligence Energy Analitycs.
“En su intento por acelerar la producción, Pemex se está saltando la delimitación de la mayoría de los campos, lo que incrementa la incertidumbre alrededor de la productividad y las reservas de los campos”, dice la consultora en un análisis publicado el viernes.
La producción petrolera de Pemex registró en octubre su primera caída mes contra mes desde de mayo, y el promedio de lo que va del año apunta a que el gobierno fallará con sus propios pronósticos de extracción para el cierre de 2019.
una caída de 2.9% respecto a lo visto en septiembre, y de 4.7% en comparación al mismo mes pero de 2018, según cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), el regulador del sector.
La petrolera nacional confía en que la puesta en marcha de estos proyectos pueda impulsar su extracción en 50,000 barriles hacia finales del año, según cifras de su reporte financiero al tercer trimestre. Pero hasta ahora los datos no muestran este aporte.
Pemex espera que los 20 campos aporten más de 300,000 barriles promedio diario hacia 2021 en su pico, pero la consultora estima que apenas superaran los 200,000 barriles para esas fechas, y que no llegarán a más de 250,000 barriles.
El análisis de Welligence muestra que debido a las condiciones específicas de ciertos campos, y la cantidad de reservas con que cuentan, 17 de 20 tienen fuertes riesgos de generar pérdidas si el precio del crudo Brent baja de 53 dólares por barril.
“Son campos que parecen baratos porque no requieren tantos millones de dólares para su explotación, si se comparan con el presupuesto total de Pemex. Pero cuando se ven las expectativas de producción, sus características, y su bajo nivel de reservas, la mayoría se convierte en una apuesta muy cara por cada barril que se va a extraer de ellos”, dice Pablo Medina, vicepresidente de la consultora.
Estos bloques requieren de una inversión de casi 15 dólares por cada barril de petróleo crudo equivalente (crudo y gas) que se va a extraer, si se toma en cuenta que se espera una inversión de 2,500 millones de dólares (mdd). Esto implica que la mitad de estos proyectos no soportará una caída del 20% en el precio del petróleo, dice el análisis.
La consultora subraya que los campos de Ixachi y Xikin acumulan el 66% de las reservas de los 20 prioritarios de Pemex, y que la inversión y equipos de perforación se han enfocado en sacar primero estos proyectos. Pero estos dos bloques presentan retrasos en sus programas de trabajo, lo que implica un efecto dominó para los demás proyectos porque dependen en parte de los equipos que usan, y de la infraestructura que se construya alrededor de éstos, dice Medina.
“El desarrollo (de Ixachi) presenta retos únicos para Pemex. Este reservorio, con una profundidad de 7,000 metros, tiene una temperatura de 175 grados Celsius, y una presión arriba de los 18 KPSI (miles de libras por pulgada cuadrada). La compañía jamás a desarrollado un campo de gas de alta temperatura y presión” dice el análisis de Welligence.
El estudio de la consultora arroja que cinco de los 20 campos presentan condiciones de alta temperatura y presión, mientras que otros siete dependen de algún otro campo para continuar sus planes. Los campos de Teekit, Uxchabl depende del desarrollo de Xikin, apunta Welligence.
Las inversiones de Pemex presentaban un fuerte desfase a agosto de este año donde tenían previsto gastar 38,802 mdp para el desarrollo de sus campos prioritarios, pero sólo habían ejercido 2,507 mdp, según cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH). Los gastos operativos mostraban un rezago similar entre los 1,088 mdp pronosticados y los 28.4 mdp ejercidos.