Cantarell se agota, Pemex no tiene plan
Petróleos Mexicanos (Pemex) no ha encontrado la fórmula para compensar la caída natural de hidrocarburos que se avecina en Cantarell en los próximos años.
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La paraestatal define 2003 como “un año de quiebre” en algunas tendencias negativas observadas en el pasado reciente, como el caso de los niveles de producción en algunos de los principales campos petroleros.
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Esto contribuyó a que la producción de crudo el año pasado alcanzara 3.37 millones de barriles diarios (MBD), 11.6% más que en 2000 y el nivel más alto en la historia de la paraestatal. El único yacimiento supergigante del país, Cantarell, llegó a producir 2.05 MBD, 60.8% de la producción total de crudo y 11% más que el año anterior. También aportó 16.7% de la extracción del gas natural, que ascendió a 4,498 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 1.7% mayor con relación al año previo, revirtiendo una tendencia declinante desde 2000.
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Sin embargo la tendencia negativa no se corrigió en el caso de las reservas petroleras, que mantuvieron la misma preocupante caída que se observa anualmente desde hace dos décadas.
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No hubo ni grandes descubrimientos ni cambios muy significativos en los volúmenes de crudo y gas obtenidos de los demás yacimientos, lo cual es atribuible, en gran parte, a que no se han explorado nuevas regiones.
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Revierten declinaciones
Las estadísticas de la paraestatal revelan que se invirtió la tendencia a la baja de la producción de crudo en numerosos campos. De los 30 más importantes del país, aumentó en seis, disminuyó en 20 y se mantuvo estable en cuatro durante 2002. En cambio, en 2003, se incrementó en 14, disminuyó en 13 y se mantuvo estable en tres.
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Se pudo revertir la declinación en algunos campos de la región Tabasco-Chiapas, como Samaria, Cunduacán, Cactus e Iride. Mejoraron los niveles de extracción en todos los campos de crudo pesado de la zona marina de la Sonda de Campeche, gracias a los proyectos de Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, que son los más importantes del país por los volúmenes de crudo obtenidos. Sin embargo siguieron en declive, por maduros, todos los campos de petróleo ligero en la zona marina. Excluyendo Cantarell, la producción total de crudo del país declinó marginalmente.
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La mayor extracción de pesados compensó las tasas negativas de la producción promedio anual de los crudos ligeros y superligeros. Pemex asegura que la tendencia declinante de éstos se detuvo en diciembre de 2003 para iniciar un proceso de recuperación a partir de enero de 2004. En 2000, la variedad pesada representaba 58.9% de la producción; en 2003 significó 71.8%. Uno de los objetivos de la empresa gubernamental es mejorar la composición de lo extraído y de las reservas, hoy sesgadas hacia aceite pesado y gas asociado, mediante nuevos proyectos orientados a producir crudos ligeros y gas no asociado.
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Poco éxito en exploración
Durante este gobierno se han destinado cerca de $10,000 millones de dólares al año a proyectos de exploración y producción.
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En el período 2001-2003 la inversión fue equivalente a la ejercida en los seis años previos. En el primer rubro, las inversiones se han cuadruplicado desde niveles sumamente deprimidos, atribuibles a la idea –que prevaleció en la década pasada– de que la cantidad relativamente elevada de reservas que tenía el país no justificaba incorporar más.
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En los primeros tres años de la presente administración se descubrieron 75 campos nuevos, de los cuales 21 son de crudo y 54 de gas. Prácticamente todas las perforaciones se han realizado en regiones con gas no asociado al petróleo o con una alta relación gas-aceite, lo cual demuestra que el gas –ya no el petróleo– es la prioridad en la nueva era de la exploración en México.
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El año pasado hubo 41 descubrimientos, pero sólo cuatro –de crudo y gas asociado– pueden considerarse como significativos por el volumen de reservas encontrado. Éstos se hallan en ubicaciones geográficas muy distintas: campo Nejo, en la Cuenca de Burgos; campo Lobina, en aguas someras al sureste de Tampico; campo Amoca, en aguas someras frente a las costas de Tabasco; y campo Shishito, en Macuspana, Tabasco. Estos descubrimientos permitieron reponer con nuevas reservas probadas cerca de 10% de los hidrocarburos extraídos el año pasado.
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El año pasado hubo un incremento de 29.4% en el número de pozos perforados, ya que se trabajó en 594, en comparación con 459 pozos en 2002. Se trata, empero, de un número muy bajo a escala internacional, si se considera que en Alberta, Canadá, se perforan cerca de 9,000 pozos anualmente sólo en busca de gas.
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Reservas, aún a la baja
Al 1 de enero de 2004, los depósitos totales de hidrocarburos del país, esto es, la suma de probados, probables y posibles (3P), ascendieron a 48,000 millones de barriles de petróleo crudo, de acuerdo con Pemex. De este total, 18,900 millones son reservas probadas. La reducción neta de éstas en 2003 fue de 1,182 millones de barriles. Esta cifra resultó de una producción acumulada anual de 1,587 millones y un incremento de las reservas probadas de 405 millones.
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Así, la relación reserva-producción, es decir, el cociente que resulta de dividir el depósito remanente entre la producción de 2003, es de 12 años en el caso de las reservas probadas, pero de 30 años para las reservas 3P.
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La baja de los depósitos se presta a diferentes interpretaciones. Sin duda, hay aspectos preocupantes. En un año en que la producción fue de 1,587 millones de barriles, la adición de 405 millones antes mencionada incluye 253 millones atribuibles a una reevaluación de reservas existentes, por lo que sólo 152 millones son el producto de nuevos descubrimientos. Es decir, éstos repusieron menos del 10% de los hidrocarburos extraídos en 2003, situación que ha venido repitiéndose año con año.
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Como el desarrollo de campos de petróleo y gas suele implicar proyectos de larga maduración, México está en peligro de quedar sin reservas probadas de hidrocarburos, si Pemex no logra revertir esta situación muy pronto.
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Una interpretación mucho más optimista es la que considera que buena parte de las reservas probables y hasta de las posibles podría recuperarse. Los depósitos 3P apuntan a la capacidad para mantener ritmos de producción como los actuales en los siguientes 30 años, que es precisamente el lapso en el que, de acuerdo con fuentes especializadas, el petróleo seguirá dominando el mercado mundial de los combustibles.
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Dos focos rojos inmediatos
Podría decirse, quizá, que está prendido un foco amarillo en materia de reservas de hidrocarburos. Es decir, no es la alarma de que el petróleo esté a punto de acabarse ni tampoco la luz verde que indique autosuficiencia garantizada en el largo plazo. No obstante, hay dos focos rojos ya encendidos en el corto y mediano plazos: la rápida declinación de Cantarell y la insuficiencia en el abasto nacional de gas natural, que obliga a importaciones crecientes.
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Diversos estudios internos de Pemex indican que la producción en el yacimiento de Cantarell bajará a alrededor de un MBD en 2008, es decir, a menos de la mitad de su nivel actual. Esto significa que se perderá un MBD que no podrá ser sustituido en su totalidad con la producción obtenida de nuevos proyectos. Las proyecciones correspondientes a éstos, aunadas a la falta de descubrimientos, indican que se podrá reponer, cuando mucho, la mitad de ese volumen.
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Es previsible que la declinación del yacimiento empezará a pegar en la exportación de crudo y, por ende, en las finanzas públicas, a partir de 2005, año en el que se prevé que iniciará la caída de la producción. Mientras tanto, la actual estructura jurídica y normativa de la industria petrolera no permite que Pemex incursione en la exploración de áreas vírgenes –el riesgo es muy grande para que lo asuma el Estado– ni asociaciones estratégicas con compañías privadas con liderazgo tecnológico. Esto limita los avances de la paraestatal en casi todo lo que no esté vinculado a la explotación de Cantarell y regiones conocidas, y reduce a casi cero la posibilidad de descubrir yacimientos grandes.
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En cuanto al gas natural, la producción en 2003 se mantuvo por debajo del nivel que presentó en el año 2000, en una era en que se prevé un crecimiento anual de la demanda del orden de 9% durante la próxima década, salvo que las autoridades decidan promover alternativas al uso del gas en la industria nacional y, sobre todo, en la generación eléctrica. De hecho, la mayor demanda de gas ya obliga al país a realizar importaciones elevadas.
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Los retos en exploración y producción son de gran magnitud. Un verdadero rompimiento de la tendencia negativa en esa industria podría tener lugar no sólo con mayores inversiones –que ya se están dando–, sino también con una rápida e intensa actividad de exploración y perforación en nuevas regiones del país, incluyendo aguas profundas.
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Ello implica encontrar nuevas soluciones contractuales, legales y tecnológicas posibles sólo con una óptima interacción entre Pemex y compañías líderes en el ramo.
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*Consultor y experto en temas energéticos.