La producción petrolera de México descenderá en los próximos cinco años tanto por la reducción de inversiones del Estado como por la escasa actividad de privados que se reduce a la dependencia de los campos en desarrollo que se han logrado adjudicar en el país, pronosticó la Agencia Internacional de Energía (IEA, por su sigla en inglés).
- Así, con una caída de 500,000 barriles diarios o 33% menos a su extracción de todos los líquidos hidrocarburos (crudo, condensados y líquidos del gas), México se convertirá en el país con la reducción porcentual más grande entre los que forman el bloque de no afiliados a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP+).
- De enero a julio, la producción nacional de crudo reportada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) más la producción de condensados reportada por Petróleos Mexicanos (Pemex) promedia 1.944 millones de barriles diarios.
- En términos absolutos, México registrará la mayor declinación en su producción petrolera después de Rusia entre los productores de la OPEP+, para situarse en algo menos que 1.5 millones de barriles por día en 2028, según el último Outlook de la Agencia Internacional de Energía.
La producción de Rusia, por su parte, caerá desde los actuales 9.6 millones de barriles por día a 9 millones de barriles diarios en cinco años, una reducción de 5.5% o 600,000 barriles diarios en un lustro.
- El organismo internacional planteó en su documento “Oil 2023, Analysis and Forecast to 2028”, que la disminución de la producción de México a largo plazo en la producción de petróleo muestra un breve respiro en 2022-23 a medida que el campo Quesqui se intensifica. “El sector ha tenido altibajos desde la pandemia, cuando Pemex restringió severamente las inversiones planificadas”, estimaron.
- Por otra parte, el proyecto Ichalkil-Pokoch de Fleetwood Energy ha estado funcionando continuamente desde su inicio y el Área 1 de Eni ha mostrado aumentos constantes en los volúmenes desde que el barco plataforma FPSO Miamte se puso en servicio en 2022. Además, los grandes descubrimientos recientes de Eni y Wintershall Dea se han sumado a esos éxitos.
Para frenar el declive en años posteriores, será crucial poner en funcionamiento los campos Zama y Trion”, expuso la AIE, “la salida de Equinor del país y la serie de agujeros secos de Shell han generado dudas sobre las perspectivas de crecimiento a largo plazo de México”.
Escasean los recursos y medios para invertir
El país no contará con nuevos desarrollos petroleros en tanto no se reanuden las rondas de adjudicación de nuevas áreas, puesto que el Estado tiene recursos limitados para mantener todas sus actividades de exploración y ya ha iniciado la producción acelerada de nuevos campos, con lo que tomará tiempo arrancar con otros.
A la vez, los yacimientos gigantes con que ha contado el país llevan una trayectoria de declinación natural que no se podrá frenar y no se observan alternativas para sustituir la producción que aportan al total nacional.
- Por ejemplo, la producción de los campos Ku, Maloob y Zap en la Sonda de Campeche bajará desde los pocos más de 700,000 barriles por día que aporta hoy, a poco menos de 500,000 barriles diarios en cinco años, siendo uno de los principales factores que aportarán a la caída nacional de producción de hidrocarburos líquidos.
- El otro yacimiento gigante en aguas someras mexicanas, Cantarell (descubierto en los años setenta del siglo pasado), reducirá a la mitad su producción, que ya es menor de 400,000 barriles diarios luego de la extracción acelerada se los últimos 15 años, cuando este yacimiento llegó a producir casi 2 millones de barriles diarios por cuenta propia.
El documento de la EIA calcula que los campos prioritarios que ha arrancado Pemex para su producción acelerada llegarán a su pico de poco más de 450,000 barriles diarios el próximo año y luego comenzarán a declinar, mientras que los operados por contratistas privados como Tecoalli, Miztón, Amoca y Hokchi también iniciarán su descenso a finales de 2024.
Refinerías no logran la meta establecida
Los trabajos de rehabilitación de las refinerías que tiene Petróleos Mexicanos (Pemex) en territorio nacional para elevar la capacidad de producción han sido insuficientes.
- Al cierre del segundo trimestre del año, las refinerías trabajaban a 50.4 por ciento de su capacidad, lejos de la meta de 70 por ciento que estableció la petrolera, pese a los trabajos de rehabilitación que se han llevado a cabo.
- Incluso, de un año a otra la capacidad utilizada apenas avanzó, pues en el segundo trimestre de 2021 las plantas trabajaban a 48.6 por ciento.
- Las refinerías de Pemex procesaron en el segundo trimestre de este año 826 mil barriles, un incremento de 3.7 por ciento respecto a los 796 mil barriles del mismo periodo de 2022.
Jesús Carrillo, director de Economía Sostenible del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco), explicó que este Gobierno anunció la implementación de un plan para rehabilitar las refinerías de Pemex, pero ha sido insuficiente para incrementar su utilización.
(La razón de que no hay mayor utilización de la capacidad instalada) tiene que ver en parte con que no se han hecho las grandes obras que se necesitan para poder poner a punto el sistema nacional de refinación.
- ”No se han llevado a cabo los mantenimientos necesarios ni se han construido todas las coquizadoras que se tendrían que haber edificado”, expuso el especialista del Imco.
- Además, la cantidad de crudo que se suministra a las refinerías no es la indicada para lo que están diseñadas, lo que merma su operación, afirmó.
”La dieta de petróleo crudo que pueden recibir las refinerías no es la apta para que puedan incrementar su uso”, agregó.
- Finalmente, aunque se tuviera una mayor capacidad de refinación, se tiene que considerar que la renta petrolera que se obtiene a través de las exportaciones de crudo son recursos importantes para la hacienda pública, por lo que no resulta viable dejar de exportar para alimentar las plantas de Pemex.
”Hay una necesidad que tiene Pemex de exportar crudo, porque aunque se tuvieran las refinerías para operar con una capacidad de utilización mayor, pues no necesariamente veríamos entrar más crudo”.
- ”Aunque se habla de que Pemex debería refinar más, se tienen que llevar a cabo decisiones de negocios porque la Secretaría de Hacienda necesita recursos”, puntualizó.
- En contraste, señaló Carrillo, otras petroleras del mundo tienen porcentajes de utilización muy cercanos a 100 por ciento.
- Un ejemplo de ello es la brasileña Petrobras, con grandes inversiones del Gobierno, quien al segundo trimestre la utilización de sus refinerías se ubicó en 93 por ciento.
Pemex bajó la guardia
- En el mercado de combustibles Petróleos Mexicanos (Pemex) inició el 2023 con la guardia baja y le está dando un respiro a los comercializadores privados, luego del bache por el que atravesaron en el 2022.
- Durante los primeros cuatro meses del año, estos últimos incrementaron 5.8% su volumen de importación de gasolina a 132,300 barriles diarios, una recuperación frente a la caída interanual de 14.8% que tuvieron durante el mismo lapso del 2022, de acuerdo con cifras de Sistema de Información Energética de la Secretaría de Energía.
- Por lo que toca al diésel, los privados elevaron 42.1% sus importaciones a un récord de 100,940 barriles diarios, con lo que incluso se repusieron con creces de la caída anual de 25.7% que experimentaron durante los primeros cuatro meses del 2022.
Con estos avances, la importación privada consiguió elevar nuevamente su participación en el suministro del consumo aparente de combustibles del país.
- En el caso de la gasolina, la cuota pasó de 16.1% a 17.5% (su máximo fue de 21.5% en el 2021) y en el del diésel, de 20.9% a 25.1% (su máximo fue de 31% registrado, también, en el 2021). En ambos casos, el resto del mercado es suministrado por Pemex a través de su producción y sus propias importaciones.
Cuesta 12% más producir petróleo
- Petróleos Mexicanos (Pemex) quiere elevar su nivel de producción en esta Administración, pero los costos de sacar y poner en el mercado un barril de petróleo se le están disparando. En sólo un año, el costo de producción de la petrolera por barril registró un aumento de 12.4 por ciento.
- En 2022, el costo de producción promedio registrado fue de 17.80 dólares por barril, cuando en 2021 fue de 15.84 dólares, según muestra el reporte 20-F de Pemex entregado a la Comisión de Bolsa y de Valores de Estados Unidos, (SEC, por sus siglas en inglés).
De acuerdo con información de Pemex, el incremento se debió a un alza en los pagos realizados como parte de los derechos de extracción de hidrocarburos, así como mayores gastos en operación de pozos e instalaciones.
Este aumento resultó principalmente del aumento en el pago de regalías por el precio del crudo, y los mayores gastos en la operación de equipos, costos de pozos y gas utilizado para extracción, mantenimiento y operación de pozos y equipos relacionados, refiere el documento.
El costo total de producción contiene todos los gastos directos e indirectos, incluyendo aquellos relacionados con la operación y mantenimiento de pozos, además de la mano de obra e incluso rubros como la reserva laboral para los empleados.
- Óscar Ocampo, coordinador de la práctica de energía del Instituto Mexicano para la Competitividad (Imco), explicó que sí se observa cómo aumentan los costos, pero es importante destacar que principalmente es en los campos de Ku-Maloob-Zaap y Ayatsil.
- Lo que pasa en esos campos es que son activos que van en declive, de hecho la producción en Ku ha caído de forma importante en los últimos 5 ó 6 años, y los otros dos se ha tratado de mantener.
Al tener un campo en declive, mantener esa producción cuesta mucho más que aquel (campo) que está en etapas tempranas, así que cada barril que se saque de ahí será más costoso, apuntó.
- Según el reporte de Pemex, el costo promedio de producción de Ku-Maloob-Zaap al cierre de 2022 fue de 21.19 dólares por barril, contra los 16.16 dólares que costó en 2021, lo que representa un aumento del 31.1 por ciento.
- Además, Ocampo destacó que el tema inflacionario también ha sido un factor importante en el costo de los insumos y operación de la petrolera mexicana.
- César Cadena, director general de Grupo Energex, aseguró que la producción podría ser más competitiva y con mejores costos si se tuviera una mejor relación con el pago a proveedores.
Además, sería necesario incrementar la eficiencia de la empresas petrolera nacional en actividades de extracción y producción./PUNTOporPUNTO
Documento Íntegro en el Enlace:
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