El proceso de crudo del Sistema Nacional de Refinación, compuesto de las seis refinerías que tiene Petróleos Mexicanos (Pemex) en el país aumentó 15% en el promedio de los primeros 11 meses de 2022, ubicándose en 814,524 barriles diarios, con lo que si bien tendrá un alza anual, ésta será menor que la que tuvo en 2021, en que para el mes de noviembre el incremento anual del promedio del acumulado hasta ese momento era de 21 por ciento. Además, dicho nivel se encuentra 32% por debajo de la meta de 1.2 millones de barriles diarios que estableció Pemex en 2021.
- El proceso de crudo de Pemex en el acumulado de 11 meses del año comenzó a crecer interanualmente apenas en 2021, en que se situó en 708,631 barriles diarios, según las Estadísticas Petroleras de la empresa, por encima de los 584,482 barriles diarios reportados en el mismo lapso del 2020.
Previamente, al concluir el sexenio pasado, el proceso de crudo fue de 620,775 barriles diarios entre enero y noviembre del 2018, y por ajustes al sistema y paros programados para cambio de equipos en las refinerías, según ha explicado la titular de Energía, Rocío Nahle, todavía durante el primer año de gobierno de la presente administración el proceso de crudo cayó en 4.3% en términos anuales durante los primeros 11 meses del 2019, y se redujo 1.6% en comparación con el año anterior en el promedio de enero a octubre del 2020.
- Y cabe recordar que hace una década, las seis refinerías de Pemex ubicadas en Cadereyta, Nuevo León; Tula, Hidalgo; Minatitlán, Veracruz; Salamanca, Guanajuato; Salina Cruz, Oaxaca, y Madero, Tamaulipas, procesaron en el promedio de enero a noviembre un volumen de 1.192 millones de barriles diarios de crudo, cifra que es 32% superior al reporte del 2022.
- Así, en una década se pasó de una utilización de 73% del sistema en 2012; a 75% en 2013, y posteriormente iniciaron las reducciones por paros programados, falta de mantenimiento a las refinerías y escaso suministro de crudo en el interior de Pemex hacia su subsidiaria de Transformación Industrial.
Ya en el actual sexenio, en el promedio de enero a noviembre del 2019 se utilizó 36% de los 1.640 millones de barriles diarios para proceso de crudo que tienen como capacidad instalada las seis refinerías de Pemex. En 2020, por la falta de actividad industrial y demanda de combustibles, el uso de las refinerías cayó hasta 35 por ciento.
Finalmente, en 2021 se logró aumentar a 43% el uso de la capacidad y para el 2022 se llegó a un uso de 49.7% en los primeros 11 meses del año.
- A finales de diciembre pasado, Pemex publicó su Plan de Negocios 2023 – 2027 dónde reveló que el proceso de crudo de sus seis refinerías del país será de 995,000 barriles diarios en 2023, volumen inferior en 25.5% a la meta proyectada para la estatal.
- Pero con la entrada en operación de la nueva refinería Olmeca, en Paraíso, Tabasco, y añadiendo la producción de la refinería de Deer Park, en Texas, se quedará por debajo en 27%, ya que se llegará a 1.454 millones de barriles por día, que son 546,000 barriles diarios menos que lo proyectado en el plan de 10 Tareas para la estatal de diciembre de 2021.
Lo anterior, en un escenario alterno que incluye el arranque de la refinería de Dos Bocas a la mitad de su capacidad y la refinería que Pemex adquirió en su totalidad de Shell en 2022. Pero únicamente con la refinación nacional actual, sin la nueva planta y sin Deer Park, la estatal admite que se quedará 342,000 barriles diarios por debajo del compromiso que realizó la presente administración al anunciar la refinería de Dos Bocas, que era llegar a un proceso de 1.337 millones de barriles diarios de proceso de crudo, únicamente en las refinerías existentes. Lo anterior implica que se retrasará un año la meta de 1.337 millones de barriles diarios de proceso de crudo en el sistema nacional y el techo de un millón de barriles de proceso de crudo en la refinación de Pemex se romperá hasta el 2024.
Caen reservas aprobadas por Pemex
Petróleos Mexicanos (Pemex) espera una caída de las reservas probadas de hidrocarburos de 1.3% al 1 de enero de este año, cifra similar a 100 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMMbpce).
De acuerdo con una estimación compartida por la petrolera estatal en reunión con inversionistas el mes pasado, la caída equivale a 50 días de la producción de hidrocarburos líquidos esperada en 2023, estimada en un millón 983 mil barriles diarios en promedio.
- Las perspectivas de la petrolera, a las cuales EL UNIVERSAL tuvo acceso, muestran que las reservas probadas al 1 de enero suman 7 mil 300 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, en comparación con los 7 mil 429 millones reportados el 1 de enero de 2022.
- Con esto, Pemex habría roto una tendencia de tres años consecutivos en que pudo, primero, frenar la persistente caída de estas reservas, pues en 2019 había reportado una reducción de 9%, al pasar de 7 mil 700 millones a 7 mil 10 millones de barriles.
Desde entonces elevó a 7 mil 216 millones en 2020; a 7 mil 437 millones en 2021 y mantener ese nivel al inicio del año pasado.
Un alto funcionario del sector energético que pidió no ser identificado explicó que al evaluarse las reservas se consideran una serie de factores como el precio promedio del petróleo crudo estimado para un periodo determinado y su efecto en los costos de producción.
«Es decir, lo primero que se hace es ver si con ese precio es costeable o viable económicamente sacarlo a superficie, si el costo mínimo de producción en alguna de las regiones productoras es mayor al precio del crudo vigente, evidentemente no es rentable sacar el hidrocarburo. Entonces, esas reservas se quedan ahí, porque no es viable ni rentable sacarlas», detalló.
Si más adelante el precio del crudo aumenta y se coloca por arriba del costo mínimo de producción del mismo yacimiento, esas reservas pueden volver a recuperarse y siguen siendo reservas probadas, añadió.
«En este caso, al bajar las estimaciones del precio de la mezcla mexicana de 93.6 dólares por barril al cierre de 2022 a 68.7 dólares para efectos presupuestales, se tiene que evaluar cuáles yacimientos pueden ser rentables y cuáles no, lo que lleva al gobierno a replantear la cartera de proyectos a desarrollar y, en consecuencia, se ajustan los volúmenes de reservas», dijo la fuente consultada.
De esta forma, el gobierno, a través de Pemex, buscará privilegiar la producción de los crudos requeridos por el Sistema Nacional de Refinación, optimizando la cartera de inversiones con la asignación de recursos hacia proyectos productivos que representen mayor rentabilidad y la captura de beneficios económicos en el menor plazo.
Presión en costos
A Pemex le está costando más caro extraer cada barril de petróleo crudo. Al cierre de 2022 sus costos de producción alcanzaron niveles históricos de 18.60 dólares por barril, cuando en 2013 eran de apenas 7.12 dólares, lo que significa que aumentaron 161% en los últimos nueve años.
En los últimos tres años de esta administración, costos como mano de obra, mantenimiento, operación, administración y servicios corporativos, conservación de pozos, compras de insumos como gas y nitrógeno, así como cuotas del Derecho de Extracción de Hidrocarburos (DEXTH) y el Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (IAAEH) pasaron de 10.67 a 18.55 dólares por barril, lo que obliga a replantear la cartera de proyectos y su efecto en el nivel de reservas, sobre todo las probadas.
Recursos clave
Especialistas de la US Energy Information Administration, órgano del Departamento de Energía de Estados Unidos, consideran que las reservas probadas, a las que se refieren como «P90», tienen una certeza de 90% de ser producidas, incluida la definición de la Comisión de Bolsa y Valores estadounidense (SEC, por sus siglas en inglés).
- De acuerdo con la última Evaluación de las Reservas de Hidrocarburos al 1 de enero de 2022, las reservas poseen un valor económico asociado a inversiones, a costos de operación y mantenimiento, a los pronósticos de producción y a los precios de venta de los hidrocarburos.
- Desde el punto de vista financiero, sustentan los proyectos de inversión, y por ello la importancia de adoptar definiciones emitidas por la SEC.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), organismo que evalúa volúmenes de petróleo y gas disponibles en el país, opina que tales evaluaciones dependen de las condiciones económicas y la tecnología. Lo anterior significa que, si sube o baja el precio del petróleo, las reservas cambian, ya que las áreas pueden ser rentables o no.
Se espera que la CNH dé a conocer entre mayo y abril de este año los volúmenes certificados de reservas probadas del país al 1 de enero de 2023.
Pemex en sus niveles de producción no levantan
A Petróleos Mexicanos (Pemex) le cuesta más caro extraer cada barril de petróleo crudo, mientras que sus niveles de producción no levantan.
- Según información difundida por la petrolera en reunión con inversionistas en la primera semana de diciembre pasado, obtenida, al cierre de 2022 sus costos de producción alcanzaron niveles históricos de 18.60 dólares por barril, cuando en 2013 eran de apenas 7.12 dólares, lo que significa que, en los últimos nueve años, subieron 161%.
Si se compara con 2015, cuando el costo se ubicó en 5.82 dólares.
- En los últimos tres años de esta administración los costos como mano de obra, mantenimiento, operación, administración y servicios corporativos, conservación de pozos, compras de insumos como gas y nitrógeno, así como cuotas del Derecho de Extracción de Hidrocarburos (DEXTH) y el Impuesto por la Actividad de Exploración y Extracción de Hidrocarburos (IAAEH) pasaron de 10.67 a 18.55 dólares por barril.
- La Gerencia de Operación y Control Financiero y Producción de la Dirección Corporativa de Finanzas de Pemex argumentó que el aumento de 3.30 dólares por barril que se dio entre 2021 y noviembre de este año, “se debe a mayores gastos en pago de derechos de extracción, compras de gas y operación de ductos, pozos e instalaciones”.
Pemex señaló que la excesiva carga tributaria a la que es sometida aumenta sus costos de producción, y el Derecho de Extracción de Hidrocarburos (DEXTH) le representa un alto componente de esos desembolsos importantes./Agencias-PUNTOporPUNTO
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