El dilema de Petróleos Mexicanos

Jesús Reyes Heroles González Garza asumió la dirección de Petróleos Mexicanos en uno de los momentos más difíciles de su historia. Hace 43 años, su padre, un abogado español (Jesús Reyes Heroles), fue nombrado por Gustavo Díaz Ordaz director de lo que entonces era la mayor fuente de riqueza del país.

Pero el Pemex que entre 1964 y 1970 tuvo en sus manos el padre del actual director de la paraestatal, no tenía los rezagos en inversión y mantenimiento que ahora enfrenta la empresa. El país tampoco veía con angustia el declive de sus yacimientos, la extrema dependencia de sus finanzas públicas de los recursos petrolíferos, ni tenía la creciente demanda de energéticos actual.

Hoy, entre los representantes de los factores reales de poder –partidos, gobierno, iniciativa privada, sindicatos– hay consenso absoluto de que la paraestatal debe reformarse. Incluso personajes reacios a su transformación, como los ex candidatos presidenciales Cuauhtémoc Cárdenas (PRD) y Francisco Labastida (PRI) ya han presentado sus propuestas en foros de intelectuales, empresarios y servidores públicos. Por ahora, el gran problema de Pemex es ¿hacia dónde ir?

Su mayor obstáculo es la obsesión del gobierno federal por ordeñar a la empresa. La Ley de Ingresos de la Federación establece que “Pemex Exploración y Producción deberá realizar pagos diarios, incluyendo días inhábiles, por 533.26 millones de pesos (mdp). Además, el primer día hábil de cada semana hará un pago de 3,743.07 mdp”. Cumplir tal disposición obliga a Reyes Heroles no sólo a mantener la producción actual, sino a explorar nuevos yacimientos tierra adentro y mar afuera.

Sin embargo, la Ley no desata las manos del director de Pemex para hacer su labor de una manera sustentable. La empresa cuenta este año con un presupuesto consolidado de 41,495.6 mdp, pero parte de los recursos no se recibieron el primer día del año, sino hace unas semanas.

Según el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012, presentado por el presidente Felipe Calderón, Pemex requiere una inversión de 33,000 millones de dólares anuales (unos 363,000 mdp, 8.7 veces su presupuesto actual) para mantener su cuota de producción y además restituir las reservas de petróleo a 100%.

La llegada de Reyes Heroles González Garza a Pemex fue enmarcada por las noticias del declive en la producción del yacimiento gigante de Cantarell, en la Sonda de Campeche. Para remplazar esa producción se buscan nuevos yacimientos. Se estima que en el Golfo de México existen reservas equivalentes a 54,000 millones de barriles de crudo, pero en aguas profundas. En tierra, en el campo Chicontepec, al norte de Veracruz, se perforarán en los próximos años unos 1,000 pozos (a razón de 200 por año), con lo que obtendría unos 70,000 barriles diarios en 2008 y de 780,000 a 800,000 barriles por día en 2015.

Todo esto sólo servirá para mantener a Pemex atendiendo el mercado doméstico, algo que ya no hace la empresa, como lo mostró la importación diaria de 326,900 barriles de gasolina en abril, la cifra más alta en toda la historia.

Bajo este escenario, Jesús Reyes Heroles González Garza habla a Expansión sobre sus planes:

¿Qué necesita obtener Pemex de una reforma fiscal?

Una prioridad, que planteamos de inicio, es convenir con la Secretaría de Hacienda una mecánica presupuestal más ágil. A Pemex, el ejercicio de recursos se le aprueba por pedazos, eso hace ineficiente a cualquier empresa y Pemex no es la excepción. En 2006 hubo nueve adecuaciones presupuestales.

Ahorita (en mayo) comenzamos a ejercer todo el presupuesto de 2007. Aun así, lo estamos ejerciendo mucho antes que el año pasado. En 2008 será mejor porque ya establecimos una mecánica de trabajo.

¿Ayudaría que se aprobara todo el presupuesto junto?

Actuaríamos realmente conforme a nuestro programa. Si en enero pudiéramos licitar ingenierías (proyectos concretos a desarrollar), preingenierías o visualizaciones (estudios de viabilidad), en febrero ya estaríamos sobre las ingenierías en detalle y al quinto o sexto mes tendríamos la inversión rodando.

¿Es por eso que se afectó la producción al inicio de año?

No se afectó. El hecho de que no contáramos con todo el presupuesto afecta asimétricamente la operación y la inversión.

La operación siempre es la prioridad, no podemos dejar de comprar insumos como catalizadores (para la refinación) ni dejar de pagar la nómina. Lo que sucede es que tenemos que aplazar y aplazar nuestro programa de inversión.

Detener el declive

Al ritmo de producción actual, las reservas probadas de petróleo crudo en el país se agotarán en 9.3 años y las de gas natural, en 9.7 años. Cantarell actualmente aporta más de 50% de la producción de crudo, pero ya inició su declive.

¿Cuál será la estrategia de producción de crudo?

El objetivo es mantener una plataforma de producción de crudo del orden de los 3.1 millones de barriles diarios. Para conseguirlo, definimos cuántos son los recursos financieros que requeriríamos. Se tiene la meta de lograr una tasa de restitución de reservas de 100% o más al final de la administración; ahorita está en 41% de las reservas probadas.

¿Cómo lo harán?

En Petróleos Mexicanos existe una gran prioridad, que es la administración ejemplar de Cantarell. Eso implica tecnologías, recursos, administración, logística.

Cualquiera que vaya hoy a Cantarell verá que el ritmo de actividad es mejor o superior al mejor momento en la historia de ese yacimiento.

Tenemos que sustituir algunos pozos, reconstruir otros; y hacer que los pozos, que antes eran unidireccionales, ahora sean multidireccionales, perforando horizontalmente para extraer más crudo.

¿Cómo se sustituirá a Cantarell?

Lo ideal es sustituir esa producción con otros campos. Uno es Ku-Maloob-Zap (a 115 km de Ciudad del Carmen, Campeche), en el que ya llegamos a 500,000 barriles por día y al final del año que entra pensamos que estaría en 800,000 barriles diarios.

Estamos hablando de un volumen equivalente a 25% de la plataforma de producción total de Pemex.

Chicontepec es un proyecto en tierra. Es el campo conocido con mayores reservas, pero es un gran reto, porque no es un gran yacimiento único que da una gran cantidad de crudo (como Cantarell), sino muchos pozos en pequeños lunares que sumados dan un volumen mayor.

Dependencia o competitividad

En 2006 se importaron casi cuatro de cada 10 litros de gasolina consumidos en el país. Una dependencia que resulta no sólo cuantiosa sino arriesgada en términos de seguridad energética.

¿Qué se puede hacer para incrementar la producción y, sobre todo, para mantener las exportaciones?

Eso es objeto de una profunda deliberación. Lo que se decida, determinará el programa de inversiones (33,000 mdd para 2008 para mantener los 3.1 millones de barriles diarios), con una plataforma ni más baja ni más alta.

En la medida que avance la ampliación y modernización del sistema nacional de refinación, el sistema utilizaría más crudo y, por lo tanto, la plataforma de exportación disminuiría.

Si se quiere que no baje la plataforma de exportación a partir de 2013, cuando entren en operación las distintas ampliaciones del sistema nacional de refinación, hay que invertir más hoy.

Entonces, ¿se incrementará la producción de gasolinas?

Falta reconfigurar tres refinerías adicionales. Lo que incluye ponerles conversión profunda, o sea, coquizadoras para poder tratar nuestros crudos pesados.

Calculamos que las inversiones para Pemex Refinación en los próximos cinco años son, al menos, de 20,000 a 22,000 mdd. Y aun así no seríamos autosuficientes en gasolina.

Nuestra intención es dejar a finales de la administración la capacidad suficiente, ya sea terminada o en vías de construcción, para que, en la próxima administración, importemos muchísimo menos gasolinas.

Una de las acciones para ello es construir, por lo menos, una refinería adicional.

¿Dónde está realmente el petróleo para incrementar la plataforma de exportación y qué retos representa?

El 70% de las reservas prospectivas de México están en aguas del Golfo de México. De esas reservas, poco más de dos terceras partes están a más de 1,500 metros de profundidad.

Hoy Pemex no tiene experiencia para trabajar en tirantes de agua de 1,500 metros. No es sólo un problema de tecnología sino de riesgos financieros.

Un pozo a más de 1,500 metros cuesta de 80 a 120 mdd. Entonces, si hay que perforar seis pozos para delimitar un campo hablamos de inversiones de 500 a 600 mdd. Un hit de 500 mdd sería muy fuerte.

Es un problema de todas las empresas en esas actividades. Lo que hacen otras petroleras es que van en coinversión con otras empresas, para diversificar sus riesgos.

¿Pemex tiene que asociarse con otras compañías?

Tenemos que ir para allá. Se requiere evidentemente acceso a las tecnologías y mucho capital, y, además, pensar en la estrategia de diversificación de riesgos.