Aunque Pemex presume que ha incorporado 54 nuevos campos petroleros al segundo trimestre del año, ello no se refleja en un aumento de su producción.
- Según la presentación que la petrolera hizo a inversionistas el pasado 26 de julio, del 2019 al cierre del segundo trimestre de 2024 se han desarrollado 54 nuevos campos con los que se han incorporado 560 mil barriles diarios de hidrocarburos líquidos.
- Sin embargo, estos recursos no se reflejan en un incremento en la producción que se reporta mensualmente.
- Cifras de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) al mes de junio muestran que la producción de petróleo es de un millón 570 mil barriles diarios, cifra que está muy lejos de la meta de 2.6 millones de barriles que se contempló al inicio de la Administración.
Lo que Pemex no explica es que los 560 mil barriles es la suma de lo que se incorporó de esos campos, pero que no logró sostenerse en el tiempo porque se terminó el recurso remanente, de acuerdo con una fuente con conocimiento del tema.
- Es el caso del campo Hok, que arrancó en febrero de 2020 y para enero de 2022 dejó de registrar producción, pues los recursos posibles de extraer se agotaron, según datos de la CNH. Lo mismo sucedió con campos como Kuun, que inició en diciembre de 2022 y cuyos recursos se terminaron en julio del 2023.
- De acuerdo con Pablo Zárate, socio de FTI Consulting, es que los campos maduros, de los cuales depende gran parte de la producción petrolera en México, han llegado a tener curvas de declinación más pronunciadas y aceleradas, y los campos nuevos no ayudan a aumentar las cifras, sino a compensar las pérdidas que se registran.
«Por ejemplo, la producción de campos como Cantarell, que ya era poquita, bajó aún más, igual que la de KuMaloob-Zaap, que sigue siendo importante (pero) también ha bajado, entonces los nuevos campos sí implican nueva producción, v cuando se considera el factor de declinación de los otros, pues lo que hacen es sustituirla y dejarnos el mismo sitio», explicó.
- Es por eso que reiteró la importancia de realizar inversiones extraordinarias para contrarrestar las declinaciones naturales de los campos maduros. Y que a pesar de los esfuerzos de Pemex de incorporar nuevos campos, éstos apenas logran sostener unos meses los niveles de producción.
- Adrián Duhalt, investigador no residente del Baker Institute, coincidió que los campos nuevos solo están tratando de estabilizar la producción petrolera en lugar de incrementarla como se pretendía. La falla está en la falta de inversiones y liquidez por parte de Pemex para realizar más y nueva exploración, además de aumentar las reservas petroleras.
- Por ello, destacó la necesidad de permitir que las empresas privadas sumen recursos e inversiones para nueva exploración, aunque eso estará condicionado a los planes del Gobierno y a las condiciones que se les ponga al capital privado para ver si resulta económicamente viable.
En declinación los campos petroleros en México
- Poco más de la mitad de los campos de hidrocarburos de México son maduros y experimentarán una “inevitable declinación natural” causada por la extracción diaria de petróleo y gas, consideró la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH).
A pesar de que tienen reservas sustanciales, agregó, 347 campos, o 54 por ciento de un total de 642, están en mantenimiento o presentan declinación en su producción.
- De los 347 campos, 127 son los que se encuentran en mantenimiento, mientras que los 220 restantes están en etapa de declinación, representando estos últimos el 34.2 por ciento del total.
“Si bien existen aún grandes oportunidades de desarrollo, el 54% de los campos mexicanos son campos maduros que, a pesar de tener reservas sustanciales, experimentarán una inevitable declinación natural causada por la extracción diaria de hidrocarburos”, explicó.
- Actualmente, México cuenta con otros 156 campos con Recursos Contingentes asociados a factores técnicos y/o económicos y 11 son nuevos descubrimientos, ambos grupos incorporando recursos y reservas.
Además, están otros 61 campos que están por incorporarse a producción en los próximos años, más otros 67 que se encuentran en etapa de desarrollo inicial.
“Para mantener una constante incorporación de Reservas por descubrimientos y con ello atender la demanda energética de la Nación, se tendrán que explotar otros campos con características más complejas, implementar procesos y tecnologías, incrementar la recuperación secundaria y terciaria, así como fortalecer las actividades de exploración”, recomendó el organismo.
- En sus proyecciones, con base a información proporcionada por Petróleos Mexicanos (Pemex) y las demás empresas privadas que operan en el país, la CNH prevé que a partir de 2030 México comenzará una paulatina y constante declinación en su producción de aceite, para romper el piso del millón de barriles diarios promedio en 2040.
Según el pronóstico de la Comisión, la producción nacional alcanzará su pico máximo en 2029 cuando llegue a los 2.5 millones de barriles.
Aceites ligeros y condensados
La CNH reconoció que con los recientes descubrimientos de gas y condensados se logró incrementar la producción de aceites ligeros, de manera que al cierre de 2024 estos representarán aproximadamente 40 por ciento de la producción nacional.
“Además, se prevé la incorporación de campos con calidad API mayor a 24 grados, lo que permitirá que los fluidos de mejor calidad (medianos a superligeros) superen la producción de aceites pesados en el corto plazo”, añadió.
- Por lo pronto, ante la necesidad de mantener los ritmos de extracción actuales, se han tomado acciones, como el desarrollo desde hace ya unos años de campos con características más complejas, como los de aceite extrapesado, en los que México tiene grandes Reservas.
Al respecto, la CNH indicó que actualmente los campos de aceite extrapesado aportan cerca de 100 mil barriles diarios a la producción nacional y se estima que alcanzarán más de 350 mil para 2030.
Zaap y Quesqui, han mostrado una caída sostenida
La producción de los principales campos petroleros de Pemex ha registrado una tendencia a la baja en los últimos meses, lo que ha generado preocupación entre los analistas del sector.
- Entre los cuatro principales campos que aportan la mayor cantidad de petróleo y condensados a la estatal mexicana, tres han visto una disminución en su producción, una situación que no parece revertirse en el corto plazo.
Especialistas han advertido de los riesgos de adelantar la producción en los campos estratégicos de Pemex, señalando el riesgo de un declive adelantado de los mismos.
- Zaap y Tupilco Profundo, dos de los principales productores de crudo, junto con Quesqui, el mayor productor de condensados, han registrado una caída sostenida en su producción desde el año pasado.
- Este declive ha contribuido a que Pemex acumule 10 meses consecutivos de disminución en su producción total, que en julio de 2024 se situó en 1.755 millones de barriles diarios, comparado con el pico de 1.884 millones alcanzado en abril y mayo de 2023.
- Por otra parte, el campo Zaap, que contribuye con el 10% de la producción estatal de petróleo, ha visto su producción caer casi a la mitad desde el inicio del sexenio de Andrés Manuel López Obrador.
En julio de 2024, el campo produjo aproximadamente 153 mil barriles diarios, muy por debajo de su pico de 300 mil barriles diarios alcanzado en febrero de 2019. Quesqui, por su parte, ha reducido su producción de condensados de 208 mil barriles diarios en abril de 2023 a 152 mil barriles diarios en julio pasado.
Los analistas han advertido que la presión política para mantener altos niveles de producción ha llevado a la sobreexplotación de algunos campos, acortando su vida útil. La rápida caída en la producción de estos activos clave genera incertidumbre sobre la capacidad de Pemex para revertir esta tendencia y enfrentar los desafíos futuros en el sector energético mexicano.
Datos
- 23,146 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) en reservas totales, (al 01/01/2024).
- 112,900 mmbpce en recursos prospectivos.
- 6,341 mmbpce en recursos contingentes (al 30/09/2023).
- 1’840,118 barriles diarios de extracción de hidrocarburos líquidos (al 30/06/2024).
- 3,819 millones de pies cúbicos diarios de producción de gas natural (al 30/06/2024).
- 412 asignaciones de Pemex.
- 108 contratos de privados y Pemex.
- 9,598 millones de dólares de la comercialización de hidrocarburos del Estado en contratos de producción compartida.
- 325 mil millones de dólares comprometidos en los planes de exploración y extracción aprobados y en ejercicio.
- 19,460 millones de dólares en contenido nacional. /Agencias-PUNTOporPUNTO
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