Pemex se enfrenta a crisis de energéticos

Por no hallar yacimientos en los últimos años y aunado al declive de los actuales, la petrolera debe ajustar proyectos para atender la demanda


Noé Cruz Serrano

El Universal
Lunes 14 de diciembre de 2009
noe.cruz@eluniversal.com.mx

Los escasos resultados en la búsqueda de nuevos yacimientos petroleros a lo largo de este año y la persistente declinación de los campos en explotación provocarán que México disponga de menos petróleo y gas para el año 2010.

De acuerdo con la estrategia que habrá de seguir Petróleos Mexicanos (Pemex) a partir del 1 de enero, y a la cual tuvo acceso EL UNIVERSAL, la empresa tendrá que hacer varios ajustes para satisfacer el mercado interno y cumplir los compromisos con sus clientes en el exterior.



Petróleos Mexicanos detalla que está en condiciones de ofertar al mercado mexicano y para el comercio exterior sólo 2 millones 482 mil barriles diarios de petróleo crudo, 22 mil barriles diarios menos que la plataforma comprometida presupuestalmente.



El problema radica, según el Programa Operativo Anual de Pemex 2010, en que cerca de 12 mil 807 millones de barriles diarios se pierden por el proceso de evaporación que sufre el hidrocarburo al momento de la extracción, equivalente la mitad de lo que actualmente se exporta a Canadá.



Del total de ese volumen, 8 mil barriles corresponden al crudo ligero del tipo Istmo, uno de los crudos mexicanos que se cotizan más caros en el mercado petrolero internacional, sólo después del crudo tipo Olmeca.



Por esa razón, el Consejo de Administración de la paraestatal tomo la decisión de retirar del mercado de exportación prácticamente todo el volumen de crudo ligero que tradicionalmente se venía comercializando entre sus clientes foráneos para destinarlo casi totalmente al Sistema Nacional de Refinación (seis refinerías) para su transformación en productos petrolíferos como gasolinas.

Cuarta suspensión

Además, por cuarto año consecutivo la empresa paraestatal suspenderá los embarques de crudo mexicano para su maquila en refinerías del exterior, sobre todo las ubicadas en suelo estadounidense.



PMI Comercio Internacional, filial encargada del comercio exterior de hidrocarburos, pronostica que seguirá habiendo recortes en la plataforma de exportación ante la caída de la producción por el declive de los principal yacimientos petroleros.



Prevé que iniciara 2010 con una plataforma de ventas externas de petróleo crudo del orden un millón 93 mil barriles diarios en promedio y cerrará el ejercicio colocando embarques de un millón 57 mil barriles diarios, lo que representa una ligera caída de 3.7%.



Uno los principales problemas que enfrentará la compañía petrolera estatal, de acuerdo con sus propias proyecciones, es una caída de la producción de gas licuado derivado del petróleo.



Luego de casi seis años consecutivos de mantener ritmos de producción ascendente, Petróleos Mexicanos pronostica una reducción de 9.5% en el periodo enero-diciembre de 2010, debido fundamentalmente a falta de nuevos descubrimientos que logren compensar la declinación de los actuales campos en explotación.



Espera iniciar el año con un nivel de producción de 6 mil 577 millones de pies cúbicos diarios y cerrar el año con un volumen de 5 mil 950 millones de pies cúbicos.

Del volumen de producción promedio de todo el año, aproximadamente 253 millones de pies cúbicos diarios serán enviados a la atmósfera.





Sin nuevos hallazgos

Este escenario, según Jaime Brito, consultor de la firma PFC Energy, es en parte consecuencia de los magros resultados obtenidos en materia de localización de nuevos yacimientos.

Antonio Escalera Alcocer, subdirector corporativo de la Coordinación Técnica de Exploración de Pemex, planteó que los trabajos que viene realizando la paraestatal en aguas profundas del golfo de México, por ejemplo, son fundamentales para reactivar a la industria.



La Gerencia de Estrategia y Planeación de Pemex Exploración y Producción (PEP) informó, sin embargo, que de los 12 pozos terminados en los últimos cinco años en la parte profunda en la zona del golfo de México, siete resultaron improductivos: Chuktah 201, Chelem 1, Tamha 1, Etbakel 1, Catamat 1, Holok 1 y Cox 1.



Carlos Morales Gil, director de PEP, argumentó al respecto que la tasa de éxito en aguas profundas es menor respecto a yacimientos en tierra, ya que la relación es de 40% a 50% contra 10% o 15% por ciento, lo que significa que en aguas profundas “hay que perforar más o menos unos diez pozos petroleros para poder obtener un pozo que sea productivo, lo que eleva los costos”.



Pemex también había fincado esperanzas para reactivar a la industria petrolera en la explotación de Chicontepec, pero la empresa ajustó drásticamente sus expectativas para la próxima década, debido a “las limitaciones técnicas y de ejecución” y el deficiente método de explotación empleado en este activo, en el cual se registra de manera tentativa la mayor acumulación de hidrocarburos en México.



En julio de 2008, se había estimado extraer de este activo un nivel de producción máxima de 808 mil barriles diarios de petróleo crudo y 970 millones de pies cúbicos por día de gas, pero en 2017, pero ahora se piensa que sólo se puede extraer 134 mil barriles diarios y 161 millones de pies cúbicos por día hasta el año 2020.



A ello se suma la declinación natural de los principales yacimientos que siguen dando sustento petrolero al país, sobre todo Cantarell que en su momento fue considerado el sexto campo productor más importante del mundo.



La Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la Secretaría de Energía (Sener) reconoce que la participación de este yacimiento a la producción nacional continúa a la baja.



Cifras consolidadas al mes de octubre refieren que en tan sólo un año bajó de 34.3% a 24.6% “y que su tendencia a la baja continuará”.



En su programa operativo del próximo año, Petróleos Mexicanos plantea que para diciembre de 2010 este activo producirá alrededor de 485 mil barriles diarios de petróleo, un volumen infinitamente menor al máximo nivel alcanzado en 2004 que fue de 2.2 millones de barriles por día, lo cual complica la situación del país porque Pemex no ha podido encontrar nuevos yacimientos que pueda sustituir la producción de Cantarell ha dejado de aportar.



Así las cosas, el petróleo crudo que México demanda para el año 2010, seguirá extrayéndose de los campos tradicionales —algunos de los cuales se han sobreexplotado—, porque Pemex no ha encontrado nuevas fuentes de abastecimiento, ni en tierra ni en aguas someras o profundas.





Década pérdida

George Baker, especialista del sector energético, consideró que con los resultados que se espera alcanzar el próximo año es evidente que México va a registrar una década pérdida en lo que toca a materia petrolera.



La producción en los últimos 10 años por ejemplo bajará de 3 millones de barriles diarios en 2000 a 2 millones 504 mil barriles por día.



La situación es mucho más grave porque en el año de 2004 el país registro el máximo nivel de producción con 3 millones 382 mil barriles de crudo por día, lo que representa una caída respecto al volumen esperado para el próximo año de 26%.



Las reservas probadas, que son el volumen de petróleo crudo económicamente explotable y de donde se obtiene la producción diaria y excedentes para exportar se redujo de 25 mil 70 millones de barriles a 14 mil 307 millones en el periodo 2000-2010.

Pierde terreno en el mundo

Pemex como empresa y México como país petrolero perdieron posiciones en el ranking mundial, reflejando la crisis de la industria en la década que está por concluir, agregó Baker.



El Anuario Estadístico de Pemex 2009 señala que nuestro país paso del noveno al décimo séptimo en materia de reservas; cayó del lugar 21 al 35 en reservas de gas; y se mantuvo estancado en el décimo cuarto lugar en capacidad de refinación.



Por si eso fuera poco, México prácticamente desaprovechó el potencial de ser exportador de petróleo crudo en estos 10 años.



Entre 2000 y 2010, Petróleos Mexicanos habrá generado ingresos derivados de la venta externa de crudo a los mercados de Estados Unidos, Europa y Lejano Oriente del orden de 261 mil 472 millones de dólares, pero sólo una mínima parte de esos recursos, 58 mil 900 millones (22% del total) fueron empleados para reinvertir en la principal área operativa de la industria que es exploración y producción.



La dirección Corporativa de Finanzas de Pemex reconoce que del total de inversiones destinadas a PEP, un amplio porcentaje provienen de endeudamiento, de ahí que la paraestatal registre el mayor nivel de endeudamiento de su historia, 103 mil millones de dólares (equivalente al 40% del valor de todas las exportaciones de petróleo crudo realizada en la década).

“Por eso esta industria padece problemas operativos, caída de producción y reservas porque no ha encontrado grandes hallazgos que vengan a sustituir el crudo que se ha extraído de campos como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Burgos, Delta del Grijalva, Chicontepec, Cárdenas y J. Bermúdez entre otros y los cuales están en franco declive”, señaló el consultor Jaime Brito.

El propio director de Pemex, Juan José Suárez Coppel planteó que “la empresa está rezagada en diversos aspectos operativos, respecto a otras empresas del mundo; producción petrolera en declive, costos excesivos, procesos industriales deficientes y un mercado ilícito de combustibles que ha crecido durante los últimos años”.

Reconoce que los importantes montos de inversión que se han destinado a las líneas de negocio de Pemex en años recientes, “no se han traducido en los resultados satisfactorios que la sociedad exige y espera de esta empresa”.