Regresar a la lista artículos | Inicio
Perspectivas de la producción de petróleo y gas natural
Pemex ha elaborado planes ambiciosos para
producir más petróleo y gas en los próximos años.
Sin embargo, debido a la declinación esperada del yacimiento supergigante
de Cantarell y a los tiempos que se requieren para incorporar nuevas reservas
y fuentes de producción, será una hazaña que la producción
petrolera siga creciendo más allá de este año.
DAVID
SHIELDS*
Se ha planteado una nueva etapa de crecimiento para Petróleos Mexicanos
(Pemex) en este sexenio. Según el proyecto oficial, ese crecimiento dependerá,
en gran parte, de que se pueda elevar significativamente la producción
de petróleo crudo y gas natural. Esto, a su vez, implica el reactivar
la exploración y lograr éxitos importantes y rápidos en
el descubrimiento y el desarrollo de nuevos yacimientos.
La producción de crudo empezó el sexenio en 3 millones de barriles diarios (b/d), nivel que aumentó a 3.4 millones hacia fines del año 2003. La meta de fin de sexenio es alcanzar 4 millones de b/d y se pretende superar ese nivel hacia fines de la década.
La Secretaría de Energía ha informado que México contribuye “de manera independiente a la estabilidad del mercado petrolero, cuidando sus finanzas públicas”. Al parecer, esto significa que se exporta más petróleo. La exportación de crudo alcanzó un nivel récord de 1.88 millones de b/d y se proyecta que superará 1.95 millones de b/d en el 2004 y 2.2 millones hacia fines de la década.
En materia de gas natural, se pretende un crecimiento aún más acelerado de la producción. Esta se ubicó 4.8 mil millones de pies cúbicos diarios (MMpcd) a principios de sexenio. Las metas oficiales son de casi 7 MMpcd en el 2006 y 8.4 MMpcd en el 2010. Cabe señalar que la producción de gas bajó a menos de 4.4 MMpcd en los primeros años del sexenio, antes de repuntar un poco en el 2003. Pemex prevé alcanzar el nivel de 4.8 MMpcd en el 2004.
INCORPORAR RESERVAS
Quizás el mayor reto es incorporar nuevas reservas petroleras. Estas han disminuido en forma constante en las últimas dos décadas y hoy son sensiblemente menores a los que Pemex antes reportaba. En 1998, Pemex-Exploración y Producción (PEP) aún reportaba 60 mil millones de barriles de reservas de hidrocarburos 3P (probadas, probables y posibles). Para el 2003, las reservas 3P bajaron a 50 mil millones de barriles, pero las reservas probadas de petróleo crudo ascendieron a sólo 17.2 mil millones de barriles al 1 de enero de 2003, o 20 mil millones de barriles de hidrocarburos totales, cifras que equivalen a una relación de reservas-producción de 13 años.
Será
necesario incorporar más reservas a través de nuevos descubrimientos.
Según PEP, la tasa de reposición de reservas atribuibles a nuevos
descubrimientos en el 2003 es del orden de 59%, o 800 millones de barriles,
tratándose de reservas 3P. En el renglón de las reservas probadas,
la tasa de reposición en el 2003 es de apenas 12%, es decir, 160 millones
de barriles o 44 días de producción. Esas cifras reflejan una
mejoría frente a años anteriores. La tasa de reposición
de reservas probadas fue de apenas 1.8% en el 2000, 1.4% en el 2001 y 8.3% en
el 2002. Sin embargo, sigue siendo muy inferior a los niveles requeridos para
reponer el petróleo extraído.
GAS NATURAL
En cuanto al gas natural, PEP reportó 15 trillones de pies cúbicos de reservas probadas al 1 de enero del 2003. Este nivel ubica a México apenas en el lugar número 29 entre los países con reservas gasíferas probadas. El reto hacia delante será hallar y desarrollar yacimientos de gas no asociado al petróleo. Estudios internos de la Secretaría de Energía señalan que México podría tener un potencial de hasta 83 trillones de pies cúbicos de gas no asociado en todo el territorio, incluyendo el marítimo. Queda por verse cuáles serán los esquemas jurídicos y operativos que permitirían probar y desarrollar esas reservas.
Por
lo pronto, casi todo el presupuesto de inversión de exploración
en PEP se está destinando a la búsqueda de gas natural no asociado
o de yacimientos con una alta relación gas-aceite. El número de
éxitos en los próximos años será clave para definir
si el país realmente tiene un gran potencial gasífero y si PEP
puede alcanzar las metas que ha planteado. En todo caso, como PEP está
dando mayor énfasis al gas natural que al petróleo crudo en sus
estrategias de exploración y explotación, es razonable suponer
que la producción de gas aumentará a un ritmo mayor que la del
crudo en los próximos años.
¿CRECIMIENTO O COLAPSO?
En
el año 2001, el director general de Pemex, Raúl Muñoz Leos,
planteó el futuro de la empresa en términos de crecimiento o colapso.
El escenario del crecimiento significa, en el renglón de petróleo
crudo, alcanzar la meta de producción de 4 millones de b/d en el 2006.
El escenario del colapso se daría en caso de que las inversiones fueran
insuficientes y, en tal caso, la producción de crudo ascendiera a sólo
2.4 millones de b/d en el 2006, según Muñoz. Hasta ahora, los
incrementos en la producción de crudo indican que PEP avanza hacia sus
metas de crecimiento.
No obstante, PEP está en riesgo de no alcanzar sus objetivos futuros,
en caso de que se dé una declinación acelerada del yacimiento
supergigante de Cantarell –que aportó cerca de 64% de la producción
de crudo en el 2003– y ésta no sea compensada por la producción
obtenida de nuevos yacimientos. PEP prevé que la producción en
Cantarell caerá a menos de la mitad, es decir, cerca de un millón
de b/d, en el 2008.
Hasta fines del 2003, PEP no había anunciado ningún descubrimiento
nuevo de gran tamaño.
Se prevé que la declinación de Cantarell y de otros yacimientos será de tal magnitud que, según declaraciones de Muñoz, menos de la quinta parte del crudo y sólo la décima parte del gas que producirá PEP en el 2010 se obtendrán de los yacimientos que hoy están en explotación. Esto significa que los campos del sureste del país que hoy aportan casi la totalidad de los 3.4 millones de b/d que PEP produce actualmente, brindarán una producción de menos de un millón de b/d en el año 2010, si se considera que la meta de PEP es producir entre 4 y 5 millones de b/d para entonces. Por lo tanto, habrá que hallar y desarrollar nuevos yacimientos capaces de aportar entre 3 millones y 4 millones de b/d en el 2010. Casi la mitad de ese volumen provendrá de campos aún no descubiertos. Se trata de un reto enorme, sobre todo si se toma en cuenta que se requerirían por lo menos cinco años para el desarrollo de esos nuevos campos y de toda la infraestructura que permita manejar y transportar el crudo. No está claro que PEP esté a la altura de este reto.
Pemex
también ha informado que ha identificado 2,700 localizaciones con un
potencial de más de 20 mil millones de barriles de reservas; esto se
compara con sólo 500 localizaciones a principios de sexenio. Será
imperativo perforar y desarrollar el mayor número posible de estas localizaciones
en el menor tiempo posible, además de realizar un estudio integral del
potencial petrolero del país. PEP ya trabaja en ese estudio, pero admite
que sólo se ha estudiado el 16% del territorio nacional con potencial
de hidrocarburos. Este estudio integral permitiría identificar con mayor
precisión las oportunidades de exploración en el país.
EL FUTURO DE LA PRODUCCION
¿Cuál es el futuro de la producción petrolera en México en los próximos años? Ese futuro no lo determinará ni el número de localizaciones identificadas ni la relación reservas-producción, sino más bien la posibilidad de incorporar nuevos yacimientos de gran tamaño y desarrollarlos en poco tiempo.
En sus esfuerzos para producir más crudo y gas, PEP enfrenta carencias presupuestales y de capacidad técnica. Le ha faltado dinero para invertir en estudios geocientíficos y exploración Tampoco cuenta con instrumentos jurídicos como concesiones o contratos que permitan compartir producción o utilidades con un socio inversionista. Además, hay un problema geológico. Los nuevos descubrimientos y desarrollos petroleros son de yacimientos pequeños o medianos, que son menos rentables que los yacimientos gigantes y supergigantes que han sido el sostén de la producción en el último cuarto de siglo.
Por
lo pronto, todo indica que no hay más yacimientos supergigantes como
Cantarell; si los hubiera, PEP seguramente ya tendría una buena idea
de dónde están, sobre todo si estuviesen en tierra o en aguas
someras. Debe de haber un potencial importante en aguas profundas, pero aún
no se sabe cuánto y no se han hecho las perforaciones requeridas para
probar reservas en esa zona. Por lo pronto, PEP está concentrando esfuerzos
en zonas de yacimientos pequeños y no tiene instrumentos ni experiencia
para incursionar en aguas profundas.
CONCLUSIONES
Por
todo lo anterior, mi libro “Pemex: un futuro incierto” (Editorial
Planeta, 2003) plantea la siguiente hipótesis: “Debido a la declinación
de Cantarell y a los tiempos que se requieren para incorporar nuevas reservas
y fuentes de producción, será toda una hazaña que PEP logre
que la producción petrolera siga creciendo más allá del
año 2004. La realidad obliga a la conclusión de que será
casi imposible, en la práctica, que la producción petrolera en
México pueda superar por mucho sus niveles de 2003 y 2004 –es decir,
un rango previsto entre 3,200,000 y 3,600,000 b/d– en algún momento
futuro, salvo que PEP reoriente sus esfuerzos y logre realizar proyectos de
gran envergadura en aguas profundas del Golfo de México”.
También afirma que es temerario “plantear que todos los nuevos
proyectos puedan aportar producción en apenas cuatro o seis años,
cuando la norma en la industria petrolera es que se requieren ocho años
para desarrollar nuevas zonas a partir del momento de los primeros éxitos
exploratorios. Así, es probable que PEP pueda lograr sus metas para 2006
y 2008 sólo en caso de que las elevadas inversiones previstas se realicen
íntegramente y en tiempo, estén perfectamente bien dirigidas y
se obtengan todos los éxitos esperados en la exploración y desarrollo
de campos. Además, debe considerarse que gran parte de las elevadas inversiones
de PEP se dirigirán al esfuerzo por mantener la producción y frenar
declinaciones, y no a trabajos en proyectos nuevos”.
PEP aún no ha descubierto los yacimientos nuevos que serán necesarios para sustentar los incrementos de la producción de petróleo y gas que ha propuesto alcanzar en esta década. En el caso del petróleo, el crecimiento de la demanda interna no justifica los incrementos de la producción propuestos por Pemex. Tampoco se justifica una política de exportación de crudo que, en la práctica, implica la depredación de los yacimientos para abastecer a otro país, creando una situación de declinación de yacimientos que implica que los niveles de producción y exportación podrían no ser sustentables en el largo plazo. En cuanto al gas natural, la demanda interna sí crece rápidamente y no se tiene la garantía de poder abastecerla sin recurrir a importaciones crecientes en el largo plazo. Será necesario tratar de mitigar el crecimiento de la demanda de gas y diversificar combustibles en la generación eléctrica, en caso de no descubrir los yacimientos suficientes para abastecer esa demanda.
Para terminar, quisiera plantear dos preguntas. ¿México será, en el futuro, un país de yacimientos grandes o pequeños, es decir, muy rentables o poco rentables? ¿El dominio directo de la Nación sobre los hidrocarburos debe ejercerse sólo a través de una empresa estatal o debe participar la inversión directa de compañías privadas?
Si
el futuro es de yacimientos gigantes en tierra y aguas someras, con proyectos
muy rentables de crudo y gas y con posibilidades de sostener elevadas exportaciones
de hidrocarburos, habría motivos para pensar en mantener la exclusividad
estatal sobre la explotación. Pero si el futuro es de yacimientos pequeños
y relativamente poco rentables –como los de la Cuenca de Burgos y Chicontepec–
o de explotaciones en aguas profundas, por lo menos valdría la pena estudiar
la conveniencia de aplicar nuevos instrumentos jurídicos que permitan
la explotación con el apoyo de la inversión privada.
* Periodista y consultor en materia de energía.
Director general de esta revista