Aguas profundas: mitos y realidades sobre Pemex

Fabio Barbosa Cano*

En el golfo de México existen áreas en las que el lecho marino se encuentra situado más allá de los 200 metros, llamadas aguas profundas. A continuación, abordaremos dos aspectos en torno al debate que se desarrolla al respecto: primero, el potencial petrolero que contienen esas áreas en aguas profundas y, segundo, el problema de la supuesta incapacidad de Pemex para explotar por sí solo esa riqueza. Algunos sostienen que necesariamente tendrá que ampliarse la apertura para que compañías extranjeras la auxilien en los trabajos de exploración y explotación de esos recursos; los más agresivos señalan que Pemex sufre un rezago tecnológico tan grande que necesariamente tendrá que asociarse con los extranjeros y compartir la renta petrolera.

Empezaremos con las evaluaciones de los recursos; por razones de espacio nos limitaremos a algunas de las evaluaciones formuladas por científicos mexicanos, responsables de la exploración petrolera en Pemex o a las cifras oficiales difundidas por la paraestatal.

Desde comienzo de los años noventa, Pemex reemprendió importantes campañas de exploración en el golfo de México para hacer el descubrimiento de algunos campos en aguas profundas. En relación con la evaluación de los recursos, señalemos que hacía finales del decenio comenzaron a publicarse algunos resultados. En 1998, el doctor Pablo Cruz Helú, doctorado en geología en la Universidad de Texas en Austin y, en ese momento, responsable de la Coordinación de Exploración en Pemex, conjuntamente con el también geólogo Javier Meneses, expusieron en una conferencia científica el mapa de una verdadera nueva geografía petrolera. La importancia de su disertación fue que, por primera vez, se reconocía, por parte de funcionarios de Pemex, la existencia de áreas petroleras como "Lamprea", "Lankahuasa" o las "Mexican Ridges"; en ese trabajo preliminar, no adelantaron evaluaciones1. En 1999, el ingeniero Cevallos Soberanis, director de Pemex Exploración y Producción (PEP), informó sobre la primera evaluación de los hallazgos utilizando sísmica de tres dimensiones en el golfo de México2. En 2000, en ponencias presentadas en eventos internacionales, los ingenieros Jorge Nieto, Rafael Navarro y Antonio Sánchez, presentaron una nueva evaluación sobre los recursos en el golfo de México que duplicaba las cifras que PEP había presentado un año antes3. En 2001 y 2002, el Maestro Alfredo Guzmán elaboró trabajos precisando las localizaciones y oportunidades exploratorias. Una de sus ponencias comprendía mapas ubicando la impresionante cifra de 2 mil 462 "oportunidades exploratorias"4. En ese mismo año (2002), PEP formuló una definición propia de esos recursos evaluados, a la que la llamó "recursos prospectivos": "la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas, y que se estima pueden ser recuperables"5. Más adelante, a propósito del anuncio de nuevas evaluaciones que veremos unas líneas adelante, Pemex añadió: "al día de hoy si bien no se han descubierto reservas de hidrocarburos, es decir, no se han perforado pozos exploratorios asociados a estructuras geológicas identificadas, si se ha reconocido un potencial importante. La mayor parte de este potencial, también llamado recurso prospectivo, se encontraría en el golfo de México profundo. Esta estimación surge a partir de la identificación de varias oportunidades exploratorias reconocidas con la información disponible, y otras adicionales inferidas, a partir de la misma información, y a través de la formulación de diferentes hipótesis geológicas derivadas de estudios realizados en el área"6. En 2003, el ingeniero Adán Oviedo, primer coordinador de exploración petrolera en el sexenio de Vicente Fox, adelantó un número más elevado de localizaciones, explicando que "el gran potencial de recursos de hidrocarburos aún por cuantificar y el inventario exploratorio que constituye una oportunidad histórica para el país", señaló 2 mil 700 oportunidades exploratorias de gas y de aceite ligero y pesado". Oviedo concluyó que "México cuenta con un gran potencial de recursos de hidrocarburos"7 y, ese mismo año, Pemex publicó la primera cifra oficial de los recursos prospectivos de México: 20 mil 137 millones de barriles de petróleo crudo equivalente8.

Finalmente, en 2004, en vísperas del IV informe presidencial, Luis Ramírez Corzo presentó la que constituye la más reciente evaluación de Pemex: 54 mil millones de barriles de crudo equivalente. El anuncio tuvo, incluso, una breve mención en el Informe del Presidente Fox, leído el 1 de septiembre de ese año. Esta simple relación nos muestra la rapidez con la que se están presentando los cambios en las evaluaciones, muestra que estamos ante un proceso que apenas se inicia y que podemos esperar importantes modificaciones en el futuro, aunque debe precisarse que, dependiendo del resultado de las perforaciones que se realicen, pueden presentarse ajustes a la baja o evaluaciones aún más altas.

La última cifra difundida por el actual director de Pemex, igual que las que resultaron de las revisiones de las reservas, ha suscitado polémicas y, debe decirse, la misma información oficial no estuvo exenta de ambigüedades, la versión más completa, fue publicada por la revista Explorer, órgano de la American Asociation of Petroleum Geologist de Estados Unidos; repetimos, 54 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente (PCE)9. Las reservas expresadas como crudo equivalente son un agregado de crudo, gas seco y condensados. Hemos realizando algunas operaciones elementales para obtener las cifras separadas10, el siguiente cuadro muestra las cifras desagregadas (cuadro 1).

Expectativas de la producción de México

Estas estimaciones, que comprenden sobre todo los recursos de las aguas profundas del golfo de México, apoyan las perspectivas que sobre la futura producción petrolera de México se contemplan en el extranjero y en el propio Pemex. El Departamento de Energía de Estados Unidos (DOE), partiendo de su perspectiva, que ya considera casi borradas las fronteras, sostiene que: "en América del Norte se espera que la moderada declinación de la producción de Estados Unidos, sea compensada por un incremento significativo de la producción de Canadá y México11".

"Respecto a México se espera la adopción de una política energética que impulse el desarrollo eficiente de sus vastos recursos. La producción esperada de México excederá los 4.2 millones de barriles diarios en 2010 y se espera que los incrementos continúen en otro medio millón de barriles diarios (b. d.) hacia el final del periodo proyectado, es decir 202512.

Igual o mayor optimismo existe en Pemex. Su actual director, Luis Ramírez Corzo, desde comienzo del sexenio ha venido proponiendo elevar la producción de crudo en México. Si el DOE espera que la producción de México, en 2010, ascenderá a 4.2 millones de barriles diarios y que podría aumentar otro medio millón de b.d, para alcanzar en total 4.7 millones de b. d., Ramírez Corzo planteó la viabilidad de alcanzar 5 millones y medio de barriles diarios para 2010; además consideró, que disponemos de "un potencial de producción sustancialmente mayor en crudo y gas para el largo plazo"13. Es muy importante destacar que las expectativas de elevar la producción no solamente las ha expuesto el actual director de Pemex, también las encontramos en estudios prospectivos formulados por Pemex y la Secretaría de Hacienda. Sin incluir proyecciones de producción o, mejor, sin precisar las cifras de nueva producción esperada, pero igualmente enfática sobre las posibilidades de elevar la producción, la SHCP también ha estado defendiendo estas posibilidades en las discusiones sobre la reforma fiscal de Pemex. Desde luego, debe aclararse que todas estas propuestas plantean como condición la apertura al capital extranjero. El cuadro 2 presenta la producción esperada de nuevos campos por descubrir entre 2004 y 2011; adviértase que se esperaba alcanzar medio millón de barriles diarios, sólo de nuevos campos, para 2006, y un millón de barriles diarios para 2010. La producción acumulada sólo de los nuevos campos sería de mil 500 millones de barriles, equivalente a tres campos gigantes.

Como hemos visto, Pemex ha realizado, utilizando sus recursos humanos y sus propios laboratorios, la evaluación de las posibilidades petroleras en el golfo de México. Ciertamente, como toda empresa petrolera, una buena cantidad de la investigación la han realizado empresas especializadas, vendedoras de estos servicios, contratadas por Pemex para una actividad específica, en un espacio y plazos determinados y a precios fijados de antemano.

Hasta aquí nos hemos situado en la rama de la exploración que emplea determinadas herramientas que permiten formular evaluaciones sin necesidad de perforar. Como dijimos, algunos partidarios de la privatización sostienen que Pemex está incapacitado para perforar en aguas profundas. Lo primero que tiene que decirse a quienes formulan esas aseveraciones es que desde hace más de diez años, en 1993, Pemex perforó su primer pozo en aguas profundas del golfo de México. Fue llamado "Ayín" y se perforó en un tirante de unos 180 metros; más tarde, en 1998, se perforó un segundo pozo en el mismo campo, llamado "Ayín" delimitador, número 2, que alcanzó 192 metros; en 1999, Pemex logró la perforación de "Tabscoob-1", en 194 metros y, en 2000, perforó "Chuc-ktah", en 384 metros de tirante de agua. Debo aclarar que no existe ninguna convención internacional para establecer el límite de las profundidades de las "aguas profundas". En Pemex y el IMP se llamaba así a las situadas a más de 200 metros; igual lo hacían otras instituciones internacionales. Los noruegos llaman aguas profundas a las situadas a más de 300 metros. Pues bien, en el Pemex de Fox se empezó a denominar aguas profundas a las ubicadas arriba de 500 metros. Con este cambio lograban presentar a Pemex, como una petrolera que, no obstante sus avances, aún no había logrado incursionar en el golfo profundo, pero el mito se ha derrumbado: apenas el año pasado, Pemex perforó el pozo "Nab" a 681 metros de tirante de agua y actualmente se encuentran en desarrollo cinco perforaciones más.

Los detractores de Pemex persisten en su campaña asegurando que lo que no puede hacer es explotar los hidrocarburos en las aguas profundas, lo que también es falso. Apenas en la navidad de 2003, con el voto unánime de todos los partidos, la Cámara de Diputados aprobó los presupuestos de varios proyectos petroleros –sinceramente, dudamos que los diputados hayan estudiado cada uno de ellos, pero aquí les informamos que entre los proyectos de Pemex, actualmente en desarrollo se encuentran varios– en aguas profundas; uno de ellos es, precisamente, el ya mencionado campo Ayín. Los detalles de esos proyectos se encuentran disponibles en los bancos de datos sobre la industria petrolera del Instituto de Investigaciones Económicas de la UNAM.

Entre quienes insisten en la incapacidad de Pemex se encuentran, sobre todo, las empresas extranjeras: apenas en febrero de este año se celebró en Veracruz la IV Conferencia Sobre Tecnología Petrolera; allí, el mismo vicepresidente de la British Petroleum (BP), Chris Sladen, y otro individuo presentaron una ponencia en la que señalan que México podría estar dentro de los países que desarrollarán actividades en aguas profundas, junto con otros del noroeste de Africa, Trinidad, India, Vietnam, China, Nueva Zelandia y Rusia, pero "no debe perder de vista que tendrá que competir con esos países para atraer inversiones", por lo que "habrá que ser un país competitivo que resultara atractivo" (sic) y termina diciendo el inglés que "de lo contrario, el pronóstico de éxito podría ser muy bajo"14.

En conclusión, Pemex ha logrado evaluar el potencial en aguas profundas y perforar pozos en tirantes de más de 600 metros, por lo que, además de fortalecer sus presupuestos de investigación tecnológica, puede seguir comprando los servicios de los que carezca, adicionalmente, celebrando convenios que le permitan adiestrar a su personal en el manejo de nuevas herramientas. La experiencia de los técnicos mexicanos permite afirmar que México no tiene necesidad de compartir la renta petrolera como proponen las tendencias privatizadoras en el gobierno de Fox y las empresas extranjeras.

* Investigador del Instituto de Investigaciones Económicas, Universidad Nacional Autónoma de México. Comentarios a: fabiobarbosa_cano@hotmail.com

1 Pablo Cruz-Helú y Javier Meneses, "Pemex plots ambitious E&D spending increase", adapted from a talk given at the AAPG Annual Convention in Salt Lake City, del 17 al 20 de mayo de 1998, Oil and Gas Journal, 15 de junio de 1998.

2 Véase una amplia reseña en: Fabio Barbosa, El petróleo en los hoyos de Dona y otras áreas desconocidas del golfo de México, México, UNAM-Porrua, 2003.

3 Rafael Navarro, Jorge Nieto y Antonio Sánchez, "Deep Water in Mexico. An Overview", Paper presented in the 5th Annual Deepwater Technologies & Developments", Houston, Texas, 14 de septiembre de 2000.

4 Alfredo Guzmán, "Exploration and Production in Mexico: Challenges and Opportunities", Adaptation of presentation to Houston Geological Society and AAPG Convention, Houston, Texas, 28 de agosto de 2001, "The Petroleum Geology of Mexico, Past, Present and Future", Adaptation of presentation to AAPG Annual Meeting, Houston, Texas, del 10 al 13 de marzo de 2002.

5 PEP, Las Reservas de hidrocarburos de México. Evaluación al 1 de enero de 2004, México, Pemex, 2004.

6 Pemex, "Evaluación de recursos prospectivos", Boletín, 2 de septiembre de 2004 (www.pemex.com)

7 Conferencia Magistral del ingeniero Adán Oviedo Pérez, Subdirector de la Coordinación Técnica de Exploración de PEP, en el "Primer Seminario Internacional Prácticas Ambientales en las Actividades de Exploración y Producción Costa Afuera", Boletín, 24, abril de 2003 (www.pemex.com)

8 Raúl Muñoz Leos, "Informe 18 de marzo de 2003", México, 18 de marzo de 2003.

9 Véase "Meanwhile Geology Beckons. Politics cloud Mexico’s promises", Explorer, AAPG, octubre de 2004. La noción petróleo crudo equivalente es una unidad de medida que permite expresar en un solo agregado los tres componentes de las reservas de hidrocarburos: crudo, líquidos del gas y gas seco. El factor de equivalencia utilizado actualmente en Pemex es 5.201 millares de pies cúbicos de gas por un barril de crudo equivalente. El factor de equivalencia fue modificado en el actual sexenio. En el pasado el valor era 5 000 pies cúbicos de gas por un barril de crudo equivalente.

10 Para determinar la estructura de las reservas de hidrocarburos de México pueden utili-zarse las cifras de la última evaluación de Pemex, que presenta la desventaja de cifras sesgadas hacía la Sonda de Campeche; para evitar el sesgo hemos utilizado las cifras de las últimas evaluaciones de US Geological Survey que ofrece la ventaja de basarse en las nuevas áreas del golfo de México.

11 DOE/Energy Information Administration, "International Energy Outlook, 2004" (www.eia.doe.gov.)

12 O. c. (Las cursivas son nuestras).

13 La primera versión de estos planteamientos se realizó en su disertación de ingreso a la Academia Mexicana de Ingeniería; posteriormente fue publicada con algunas modificaciones en: Luis Ramírez Corzo, Retos y oportunidades de la exploración y producción de hidrocarburos en México. Una nueva visión del sector, Pemex, México, 2002. Aumentar la producción de crudo, según esa propuesta implicaría incrementos de alrededor de 400 mil barriles por año de 2005 al 2010; a esta altura del sexenio creemos que ni cambios dramáticos en la inversión podrían conseguirlo, por lo que la consideramos inviable. No la descalificamos, las metas podrían lograrse algunos años más tarde de lo inicialmente proyectado por el actual director de Pemex, pero las expectativas del DOE estarían más cercanas a la situación actual de Pemex. Desde luego, aumentar la extracción para aumentar las exportaciones corresponde a los intereses de EU, al servicio de los cuales están los funcionarios petroleros foxistas.

14 Chris P. Sladen y Alfredo García (BP), "El futuro de la exploración y producción en aguas profundas: México en el contexto del mundo", Ponencia en la IV Exitep, Veracruz, Ver., febrero de 2005.