Cuando se les pregunta a los analistas cómo podría comportarse la producción de petróleo en el próximo sexenio, la mayoría de ellos responde con el mismo argumento: que dependerá de en qué se basen las decisiones respecto a cómo se manejará Pemex durante la siguiente administración. Es decir, si se hará bajo una lógica pragmática o política.
- La administración encabezada por Andrés Manuel López Obrador lo ha hecho de esta última manera y ha llevado a Pemex a una producción de 1.47 millones de barriles diarios al día –con datos a abril–, la cifra más baja desde hace 45 años, a pesar de que la meta era totalmente contraria.
- Este número se explica por la declinación de grandes activos como Ku Maloob Zaap, una estrategia basada en campos maduros, la ausencia de nuevos grandes descubrimientos y una dinámica de urgencia en la producción de hidrocarburos que ha acelerado la declinación de algunos campos.
- Cuando se les pregunta a los analistas cómo podría comportarse la producción de petróleo en el próximo sexenio, la mayoría de ellos responde con el mismo argumento: que dependerá de en qué se basen las decisiones respecto a cómo se manejará Pemex durante la siguiente administración. Es decir, si se hará bajo una lógica pragmática o política.
La administración encabezada por Andrés Manuel López Obrador lo ha hecho de esta última manera y ha llevado a Pemex a una producción de 1.47 millones de barriles diarios al día –con datos a abril–, la cifra más baja desde hace 45 años, a pesar de que la meta era totalmente contraria. Este número se explica por la declinación de grandes activos como Ku Maloob Zaap, una estrategia basada en campos maduros, la ausencia de nuevos grandes descubrimientos y una dinámica de urgencia en la producción de hidrocarburos que ha acelerado la declinación de algunos campos.
“Como siempre el número es demasiado optimista. Creo que no van a superar esa producción. Al contrario, podría decir que la producción va a caer, sobre todo debido a que campos prioritarios como Ku Maloob Zaap están en declinación y otros campos están justo en ese mismo proceso”, explica John Padilla, de la consultora IPD Latinoamérica. “Dar ese número tristemente creo que es evidencia de que es un sector completamente manejado desde la política y no desde lo técnico.”
- Ku Maloob Zaap, que más petróleo aporta a la estatal, ha reducido su producción en casi 38% en lo que va del sexenio. En 2018 el activo producía en promedio 812,000 barriles al día. En lo que va de 2024 este número se ha reducido a 504,950 barriles diarios. Es decir, se ha pérdido más de 300,000 barriles en los últimos seis años.
- Pemex ha basado su producción en campos maduros que poco petróleo aportan y en campos como Quesqui e Ixachi, dos activos que aportan grandes cantidades de condensados –un hidrocarburo muy ligero– que también se vende en el mercado o que se fusiona con algunos tipos de petróleo para alimentar las refinerías.
Tomando en cuenta los condensados, la producción actual de Pemex es de 1.748 millones de barriles al día. Se pasó de producir 6,784 barriles diarios de condensados en 2018 a 274,479 barriles en lo que va de este año.
“La expectativa de que pueda crecer la plataforma petrolera del país tiene dos grandes retos: uno es el agotamiento de los campos convencionales como Ku Maloob Zaap, y el otro, que ya no hay activos de esa dimensión para de alguna manera sustituir la aportación de producción que este campo daba”, dice Victor Gómez Ayala, un profesor de Instituto Tecnológico Autónomo de México.
- Claudia Sheinbaum heredará un déficit fiscal que podría limitar su capacidad para seguir apoyando a la petrolera. Un análisis de la petrolera Welligence dice que sugieren “precaución contra el optimismo excesivo”.
- La consultora también dice que Pemex se saltó los plazos para desarrollar los campos, precipitó la producción e hizo que algunos campos entrarán de manera anticipada en declive.
“(Los retos más grandes creo que serán) retomar la visión de largo plazo y ampliar la frontera geológica del país. En ello será importante aprovechar, desarrollar y fortalecer el papel del Instituto Mexicano del Petróleo”, dice Fluvio Ruiz, un exconsejero de Pemex que fue parte del equipo de la virtual presidenta antes de las elecciones. “En este sexenio se utilizó la estrategia de la llamada exploración de jardín, que da resultados más rápido pero limitados, como ya se vio con el descenso de la producción de crudo. Las dos estrategias no son incompatibles solo que encontrar el óptimo equilibrio entre ambas
Desde que López Obrador tomó el poder, la producción petrolera ha caído alrededor de 250,000 barriles diarios, a números no vistos desde antes de 1980.
Desinversión en campos poco rentables
La desinversión de Petróleos Mexicanos (Pemex) en algunos de sus activos y la monetización de otros, podría generar beneficios por más de 164 mil millones de dólares, lo que le permitirá reducir de manera importante su deuda y concentrarse en lo que le deja más valor y rentabilidad.
- En un análisis de Welligence Energy Analytics, se asegura que es necesario que la empresa considere en la monetización de por lo menos 300 campos marginales que producen menos de 17 mil barriles diarios de petróleo equivalentes.
Welligence sugiere “un plan de desinversión, enfocándose en retener los 25 campos más productivos, que contienen el 85% del valor del portafolio y 76% de producción, y monetizar el resto para optimizar su portafolio y fortalecer la empresa”.
- El documento menciona que, debido a la situación financiera que enfrenta la empresa, sigue sin poder cumplir con muchos de sus compromisos de exploración, es decir, los trabajos que realiza en algunas de sus asignaciones son mínimas o incluso nulas, esto gracias a la venia fomentada por la Secretaría de Energía (Sener), lo que le ha permitido a Pemex mantener u obtener nuevos proyectos.
Sin embargo, el análisis menciona que es necesario que la empresa del Estado se asocie con empresas privadas a fin de asegurar la inversión para el desarrollo de las áreas donde su actividad ha sido limitada.
Oportunidades que expiran
Las empresas petroleras buscan activamente oportunidades de inversión en Latinoamérica. Sin embargo, se enfrentan a escasez de opciones: las licitaciones se han detenido en Colombia, los desafíos sociales obstaculizan las operaciones en Perú, Bolivia y Ecuador, y la inestabilidad económica afecta a Argentina. En Brasil, la elección de Lula ha marcado el cese del programa de desinversión de Petrobras. México está ante una oportunidad única con fecha de expiración”.
- El documento insiste en que los campos marginales que Pemex pudiera dar en asociación a privados, tienen cerca de 50 mil 600 millones de barriles de petróleo equivalente en reservas 2P (probadas y probables), por lo que tienen un potencial de generar hasta 17 mil millones de dólares en caso de ser vendidos.
- La estrategia de desinversión en Pemex busca alianzas estratégicas que preserven la soberanía sobre las reservas, atrayendo inversiones mediante garantías competitivas y un mercado abierto para los hidrocarburos, sin descuidar los intereses nacionales”.
- Según el análisis, existen otros campos que, pese a sus características, tienen reservas 2P de mil 300 millones de barriles de petróleo equivalente, son proyectos que “han sido descuidados por Pemex, evidenciando una actividad mínima, pero que de permitir las asociaciones podría generar 21 mil millones adicionales en regalías e impuestos.”
Se perderá la independencia energética en 2030
La presidenta entrante de México, Claudia Sheinbaum, probablemente enfrentará un nuevo desafío para cumplir el sueño de independencia energética que llevó a su predecesor a gastar 17 mil millones de dólares en una nueva refinería: un déficit en el suministro interno de crudo.
- El país es un importante productor de crudo, pero la producción de sus yacimientos petrolíferos más antiguos, principalmente en el Golfo de México, ha caído a un mínimo de más de cuatro décadas.
Sin gasto significativo en exploración y producción, México podría encontrarse importando crudo para alimentar su capacidad de refinación en la próxima década, un cambio de dirección nunca antes visto para el principal exportador mundial.
- Durante años, la estatal Pemex no ha podido satisfacer la demanda local de combustible porque sus obsoletas refinerías no podían procesar el pesado crudo Maya que bombea predominantemente.
- Eso dejó a México exportando crudo, mientras tenía que importar gasolina y diésel, gran parte de ellos desde Estados Unidos. El presidente saliente, Andrés Manuel López Obrador, prometió cambiar lo que consideraba una humillante dependencia de los combustibles importados.
Puso en funcionamiento una nueva refinería de 340 mil barriles por día (bpd) en su estado natal, Tabasco, para cubrir el déficit de suministro de combustible causado por las seis refinerías de Pemex que habían pasado décadas sin inversión suficiente para funcionar a plena capacidad.
La refinería Olmeca de López Obrador en Dos Bocas está por encima del presupuesto y atrasada en el cronograma, pero una vez que comience a funcionar por completo, México podría estar cerca de suministrar los combustibles para motores que consume.
Sin embargo, proyecciones no reportadas previamente de la Secretaría de Energía, vistas por Reuters, sugieren que ese período sería de corta duración y que Pemex probablemente tendría que comenzar a importar crudo ya que la producción disminuirá rápidamente a partir de 2030.
Pemex, la Secretaría de Energía y la oficina del presidente no respondieron a las solicitudes de comentarios para esta historia.
Zama, un campo de aguas poco profundas a punto de convertirse en un campo de aguas profundas, y Trión, un campo de aguas ultraprofundas, elevarían temporalmente la producción a casi 2,247 millones de bpd en 2028 desde alrededor de 1,8 millones de bpd en la actualidad, según mostró el escenario intermedio de los tres establecidos por Energía.
El escenario más optimista prevé que la producción alcance los 2,390 millones de bpd, y el más pesimista, los 2,164 millones de bpd.
Los tres escenarios, que tienen en cuenta algunos nuevos descubrimientos, proyectan una rápida disminución de la producción a partir de 2030. México tendría que empezar a importar crudo a partir de la próxima década si quiere que sus refinerías operen cerca de su capacidad máxima, dijo una fuente de la Secretaría de Energía. Además, ya no exportaría crudo.
Potencial inexplorado
Alma América Porres, quien cumplió dos mandatos como comisionada del regulador de hidrocarburos, incluso durante la histórica Reforma Energética que buscó abrir el sector hace una década, dijo que las reservas probadas de crudo de México sugieren que el déficit podría llegar incluso antes.
- «Las reservas comprobadas nos dan la imagen más realista de lo que hay”, afirmó.
- «No veo un gran descubrimiento, de la escala de Trión o Zama, en el corto plazo”.
A principios de este año, México informó que sus reservas probadas de crudo habían caído a 5,978 millones de barriles desde los 6,155 millones de barriles del año anterior. Sin embargo, sus reservas probadas totales aumentaron gracias al gas natural.
La producción de los yacimientos más antiguos, incluido Cantarell, que en su día fue el segundo más grande del mundo después de Ghawar en Arabia Saudita, ha estado disminuyendo rápidamente en los últimos años. Los yacimientos más nuevos no han logrado compensar esa caída.
López Obrador ha invertido mucho en las seis refinerías, que aumentaron el procesamiento a alrededor de un millón de bpd. Aun así, sus refinerías producen cantidades récord de combustóleo en lugar de gasolinas.
- Con la puesta en marcha de la refinería Olmeca y las reparaciones a las más antiguas, Energía prevé que procesarán 1.6 millones de bpd de crudo, cerca pero todavía por debajo de los niveles de consumo de alrededor de 1.7 millones de bpd, según muestran los datos de la Agencia Internacional de Energía.
- Los expertos han dicho que las enormes sumas gastadas en la refinería Olmeca podrían haberse empleado mejor en la exploración y producción de yacimientos petrolíferos y en la diversificación hacia fuentes de energía renovables.
López Obrador no ha realizado subastas en áreas que podrían alentar a otras compañías de petróleo y gas a explorar e invertir en la producción de gas de esquisto en aguas profundas y en tierra, donde Pemex carece de experiencia y dinero.
El marco legal para permitir la participación de empresas para operar campos por su cuenta -o en asociación con Pemex- sigue vigente incluso después de que López Obrador impulsara otras reformas que priorizan a Pemex.
«La parte de exploración requiere mucha inversión, inversión para la cual Pemex no necesariamente tiene dinero”.
Dijo Carla Gabriela González, otra exalta funcionaria del regulador de hidrocarburos.
- Y ahí es donde las empresas agregaron valor: porque invirtieron en exploración, y esa inversión no le costó nada al Estado mexicano. Al contrario, esas empresas le pagaron al Estado mexicano por el derecho a explorar”.
- Tres ingenieros de Pemex en la división de exploración y producción de la empresa, y el ingeniero de la Secretaría de Energía coincidieron en que la empresa estatal podría beneficiarse de la participación del sector privado.
Lo que necesitamos es una estrategia de exploración masiva, en lugar de una que se centre en aumentar las capacidades de refinación”, dijo la fuente de la secretaría de Energía.
- Pemex pone a Sheinbaum en un aprieto: ella se ha posicionado como la guardiana del legado nacionalista de recursos de su mentor que requiere inversión, mientras otros se diversifican hacia fuentes de energía renovables.
- Sheinbaum ha propuesto aumentar el gasto en infraestructura eólica y solar para la generación de electricidad. Sus planes para Pemex siguen sin estar claros y su equipo no respondió a una solicitud de más comentarios.
México carece de política para otorgar contratos petroleros
A pesar de que hoy no se implementa en México una política de otorgamiento de contratos petroleros, la Secretaría de Energía (Sener) añadirá cinco bloques terrestres a los 180 que tenía el Plan Quinquenal de Extracción 2024, que es el instrumento indicativo que el Estado tiene la obligación de actualizar cada año para que los interesados en la industria cuenten con información en caso de que se realicen licitaciones de recursos hidrocarburos.
- Según la opinión técnica que la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) dio a la Secretaría de Energía este jueves -también como una obligación de este organismo técnico ante el hacedor de la política energética- se añadirán 1,228 kilómetros cuadrados a los 157,895 que ya tenía la última publicación de este documento, que fue en 2022 ya que por razones que no se dieron a conocer en 2023 no se publicó en Plan.
- Con la nueva opinión de la CNH, basada en los trabajos exploratorios que han realizado los operadores del país, se adhieren 25 millones de barriles de petróleo crudo equivalente a los recursos prospectivos que son factibles de otorgarse en contratos o asignaciones a Pemex, luego de que se estimaba un volumen total de 12,723 millones de barriles con recursos prospectivos listos para su caracterización y posible desarrollo.
Este volumen equivale a 1.5 veces la reserva probada de petróleo que tiene el país, aunque cabe precisar que se trata de hidrocarburo prospectivos, que se obtienen de inferencias de información de campos cercanos.
En tanto, las reservas probadas cuentan ya con suficiente inversión en su existencia como para que exista en ellas una probabilidad de éxito geológico de su existencia de 90 por ciento.
- Los Comisionados del órgano de gobierno de la CNH cuestionaron ante esta ampliación de los recursos prospectivos cuál es el sentido de contar con esta información, a lo que Agustín Díaz Lastra, presidente de la CNH, respondió que será facultad del Ejecutivo y no del regulador definir la actividad que se realizará en los próximos años en materia de exploración y producción petrolera.
«Debemos ser muy cautelosos y recordar que estamos en un momento de transición, que va a cambiar la composición de funcionarios y será a la nueva administración a la que le toque definir el procedimiento de la política energética. Nosotros, cumplimos con nuestro deber hoy, como se nos ha atribuido», dijo el funcionario.
Petrolera europea termina contra con México
Las empresas de origen europeo Eni México y Wintershall Dea solicitaron devolver una parte o la totalidad de los contratos petroleros que obtuvieron durante las rondas petroleras, informó este martes mediante sesión ordinaria la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
- De manera puntual, el órgano de gobierno de la CNH aprobó el inicio de terminación anticipada de un par de contratos para la empresa italiana Eni.
- Eni México renunció a una parte de las áreas contractuales de los contratos CNH-R02-L04-AP-CS-G05/2018 y CNH-R02-L01-A7.CS/2017.
En el primero de estos contratos, la petrolera privada renunció a mil 502 kilómetros cuadrados ubicados frente a la costa de Veracruz por falta de prospectividad de aceite, puntualizó Marco Christopher Oliver de la Cruz, investigador de la unidad jurídica de la CNH.
Respecto al contrato CNH-R02-L01-A7.CS/2017, Eni México decidió abandonar 111.47 kilómetros cuadrados de un área ubicada frente a la costa de Veracruz y Tabasco.
Wintershall Dea también se despide de México
Sobre la empresa de origen alemán, Wintershall Dea México, se aprobó la devolución total de los contratos CNH-R03-L01-G-TMV-02/2018 y CNH-R03-L01-G-TMV-03/2018, ubicados frente a la costa de Veracruz en la provincia petrolera de Tampico-Misantla.
- Agustín Díaz Lasta, comisionado presidente de la CNH, indicó que es de esperarse que las renuncias se den en la industria petrolera, y aunque muchos tienen vigencias de permisos por 30 años, hay quienes deciden devolver áreas contractuales dependiendo de los recursos que esperan ganar después de las inversiones que hagan.
- Subrayó que es normal que las empresas petroleras, al ir interpretando la realidad de lo que van encontrando en el subsuelo, decidan devolver áreas contractuales antes de realizar más gastos, “prefieren evitarlos al inicio (del proyecto) en vez de esperar el final de los 30 años”, dijo.
Consideró que estas devoluciones no se rechazan para siempre, ya que, en el futuro, el órgano de gobierno de la CRE podría volver a explorar las áreas devueltas.
“No quiere decir que nos vamos a olvidar de estas áreas, habrá que seguir otra metodología de trabajo”, puntualizó.
Hasta antes de este anuncio, durante 2024 se han iniciado cinco procedimientos de terminación anticipada de contratos petroleros por parte de las empresas Carigali México Operation, Servicios Múltiples de Burgos, otra área contractual de Eni México, Shell Exploración y Extracción de México y Murphy Sur. /Agencias-PUNTOporPUNTO
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